Користувач:Yakudza/Нафтові, газові та газоконденсатні родовища України

Матеріал з Вікіпедії — вільної енциклопедії.

Станом на початок ХХ ст. в Україні близько 20000 родовищ і проявів понад 110 видів корисних копалин. З них близько 9050 родовищ 96 видів мінеральної сировини мають промислове значення і враховуються Державним балансом запасів. В тому числі (на 2002 р.): родовищ нафти та газу - 449, метану вугільних родовищ - 128, вугілля - 766, торфу - 1080, металічних к. к. - 360, неметалічних - 3900, підземних вод - понад 1000. Враховані запаси понад 7500 родовищ. У грошовому вираженні розвідані запаси оцінюються в 7-7,5 трлн дол. США. В промислове освоєння залучено 3349 родовищ. Україна може забезпечити себе і експортувати руди і концентрати заліза, марганцю, титану, цирконію, графіту, каоліну, сірки самородної, а також глини бентонітові і вогнетривкі, сіль кухонну, калійну, флюсову сировину, декоративно-облицювальні матеріали. Водночас, незважаючи на великі запаси паливних корисних копалин, країна не забезпечує ними свої потреби. Ще не створена мінерально-сировинна база багатьох кольорових, рідкісних і дорогоцінних металів.

Банк даних, який друкується в цьому розділі, містить основні дані по паливних (горючих), металічних та неметалічних корисних копалинах країни, основних промислових підприємствах, компаніях з їх переробки.


Горючі корисні копалини


Нафтові, газові та газоконденсатні родовища України


Південний нафтогазоносний регіон України - охоплює Зах. та Півн. Причорномор'я, Півн. Приазов'я, Крим, укр. зони Чорного і Азовського моря Адміністративно П.Н.Р.У. включає Одеську, Миколаївську, Херсонську, Запорізьку і частково Донецьку області та Автономну Республіку Крим. Площа - 290,6 тис. км2, в т.ч. акваторій - 123, 5 тис. км2. Виявлено 39 родов.: 10 нафтових, 7 газоконденсатних, 22 газових. В П.Н.Р.У. виділяють Переддобрудзьку (2 родов.), Причорноморсько-Кримську (21 родов.), Азовсько-Березанську (2 родов.), Iндоло-Кубанську (14 родов.) та Чорноморську (перспективну) нафтогазоносні області. Нафтогазоносними є г.п. силурійсько-кам'яновугільного комплексу (Переддобрудзька обл.), породи від нижньої крейди до міоцену, зокрема тріщинуваті органогенно-детритові вапняки палеоцену, пачки піщано-алевролітових порід (Причорноморсько-Кримська обл.), майкопська товща, рідше нижньокрейдові, еоценові та неогенові відклади (Азовсько-Березанська обл.), еоценові та майкопські г.п. (Індоло-Кубанська обл.). Перспективними в Чорноморській обл. вважаються неогенові г.п. до глибин 5-7 км. Початкові сумарні ресурси П.Н.Р.У. становлять близько 1813 млн. т умовного палива (1994), в т.ч. на суші 281 млн. т і на акваторіях 1532 млн. т. З них загальні запаси нафти становлять 7,5%, конденсату - 7,8%, інше - газ. Розподіл ресурсів такий (млн.. т умовного палива): Зах. Причорномор'я - 78,3%; Півн. Причорномор'я - 23,0; Півн. Крим - 54,0; Керченський півострів - 128,7%; півн.-зах. шельф Чорного моря - 604,1; континентальний схил і глибоководна западина Чорного моря - 346,0; прикерченський шельф Чорного моря 257,0; шельф Азовського моря - 324,8. Переважна частина ресурсів вуглеводнів шельфу припадає на глибини до 100 м. Промисловий видобуток газу в П.Н.Р.У. розпочато в 1966 р., нафти - в 50-і роки ХХ ст. З початку розробки видобуто близько 0,07 млн. т нафти, понад 17 млрд. м3 газу і 0,25 млн. т - газового конденсату.


Переддобрудзька нафтогазоносна область включає Східно-Саратське та Жовтоярське нафтові родовища.


Східно-Саратське нафтове родовище - розташоване на Одещині (Саратський район). Приурочене до Саратсько-Балабанівської зони складок, що простежується на крайньому півн.-сх. північного борту Переддобрудзького прогину. Виявлене в 1972 р. Нафтоносні відклади середнього та верхнього девону. Колектори - порово-тріщинуваті і кавернозні перекристалізовані вапняки і доломіти. Продуктивна товща представлена шарами ангідритів та доломітів з проверстками вапняків. Ангідрити відіграють роль перемичок. Сумарна товщина трьох продуктивних пачок 291,8-331,6 м. Максимальний одержаний дебіт з однієї свердловини - 15-20 м3/добу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1739 тис.т. Густина дегазованої нафти 832-859 кг/м3.

Жовтоярське нафтове родовище - розташоване на Одещині (Татарбунарський район). Виявлене в 1970 р. Приурочене до Тузлівської депресії Переддобрудзького прогину. Нафтоносні верхньодевонські сульфатно-карбонатні відклади, газоносні також г.п. ранньо- і середньодевонського віку. Продуктивною є пачка франського ярусу верхнього девону, яка розкрита свердловинами на глибинах 3141-3234 м. Продуктивна товщина пачки 10-13 м. Колектори порово-тріщинного типу, представлені вапняками та доломітами. Поклад нафти пластовий, склепінчастий. Режим водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 500 тис.т. Густина дегазованої нафти 862,3 кг/м3.


Причорноморсько-Кримська нафтогазоносна область включає Одеське газове, Голицинське газоконденсатне, Південно-Голицинське газове, Шмідтівське газове, Штормове газоконденсатне, Архангельське газове, Кримське газове, Оленівське газоконденсатне, Чорноморське газоконденсатне, Краснополянське газоконденсатне, Західно-Октябрське газоконденсатне, Октябрське нафтове, Кіровське газове, Глібовське газоконденсатне, Карлавське газоконденсатне, Ярилгацьке газове, Задорненське газове, Серебрянське нафтове, Тетянівське газоконденсатне, Джанкойське газове, Приазовське газове, Безіменне газове родовища.

Одеське газове родовище - розташоване на півн.-зах. шельфі Чорного моря Приурочене до центрикліналі Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1986-87 рр. Газоносні палеоценові вапняки та пісковики (в інтервалі 1408-1436 м та 1570-1594 м). Колектори порові та тріщинно-порові. Поклади газу пластові склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 11199 млн.. м3.


Голицинське газоконденсатне родовище - розташоване на шельфі Чорного моря (на глиб. близько 30 м) в Південно-Каркінітській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Відкрите в 1975 р. Виявлено три майкопських продуктивних горизонти. Родовище приурочене до антикліналі (30х3,5 км), ускладненої 2 склепіннями і подовжнім порушенням. Виявлено 6 покладів, у т.ч. 4 газові в теригенних відкладах сер. майкопу (олігоцен) і 2 газоконденсатні в карбонатних г.п. нижнього палеоцену. Тип покладів пластовий склепінчастий, у палеоцені - масивно-пластовий і пластовий, тектонічно екранований. Колектори - пісковики, піски, алевроліти і вапняки порового і порово-тріщинного (палеоцен) типу. Основні запаси сконцентровані в органогенно-детритових вапняках. Режим покладів газовий і пружноводонапірний. Глибина залягання осн. покладів 2126 м, ГВК на відмітці - 2208 м, висота покладу 99 м. Поч. пластовий тиск 35 МПа, температура пласта 101 0С. Газ містить 91,3% метану, 7,2% важких вуглеводнів, 71 г/м3 конденсату. Газоконденсатний поклад майже вичерпано, при цьому видобуто 6562 млн. м3 газу і 213 тис.т конденсату. Запаси майкопських горизонтів складають близько 2372 млн. м3 газу. Видобуто близько 25% запасів. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 11896 млн.. м3; конденсату - 330 тис.т.


Південно-Голицинське газове родовище - розташоване на шельфі Чорного моря в Південно-Каркінітській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене і розвідане в 1979-81 рр. Газоносні два піщано-алевритові горизонти у верхній частині середнього майкопу. Порові і порово-тріщинні колектори представлені пісками, алевритами та алевролітами. Поклади пластові склепінчасті. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1850 млн. м3.


Шмідтівське газове родовище - розташоване на шельфі Чорного моря в Південно-Каркінітській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1962-64 рр. Газоносні три піщано-алевритові горизонти у верхній частині середнього майкопу. Родовище багатопластове. Поклади пластові склепінчасті. Режим покладів газовий і пружноводонапірний. Колектори порові і порово-тріщинні. Газоконденсатні скупчення належать до нижнього палеоцену та маастрихту і пов'язані з тріщинно-поровими карбонатними колекторами масивно-пластового типу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 2729 млн. м3.


Штормове газоконденсатне родовище - розташоване на шельфі Чорного моря в Північно-Кримській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Структура виявлена в 1978 р., пошуково-розвідувальне буріння - 1981-94 рр. Продуктивними є мікрокристалічні тріщинуваті вапняки нижнього палеоцену. Тип покладу - масивно-пластовий, склепінчастий. Режим покладу пружноводонапірний. Дослідно-промислова розробка родовища розпочата в 1993 р. з морської стаціонарної платформи. Середній робочий дебіт свердловин 200 тис. м3/добу при депресіях 7-11 МПа. Планується розробка родовища 16-ма свердловинами з двох морських платформ. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 16574 млн. м3; конденсату - 1272 тис.т.


Архангельське газове родовище - розташоване на шельфі Чорного моря в Північно-Кримській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Газоносними є майкопські та неогенові г.п. Породи-колектори - піщано-алевритові пачки у глинистій товщі майкопу і карбонатно-теригенні породи сер. міоцену. Родовище багатопластове. Виявлено три продуктивних горизонти (інтервали 855-891 м, 806-812 м, 613,5-626 м). Крім того, газоносним є інтервал 2973-3117 м у палеоценових утвореннях. Поклади пластові, склепінчасті. Розробляється з 1992 р. Видобуто 85 млн. м3 газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 5413 млн. м3.


Кримське газове родовище - розташоване на шельфі Чорного моря в Північно-Кримській тектонічній зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Проурочене до пологої брахіантикліналі субширотного простягання. Структура виявлена в 1964 р., розвідана в 1974-76 та 1981-82 рр. Газоносні алевроліти сер. майкопу. Поклад пластовий, склепінчастий. Продуктивні інтервали 859-874 м та 868-882 м. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 650 млн. м3.


Оленівське газоконденсатне родовище - розташоване на Тарханкутському півосторові (Крим) поблизу смт Чорноморське. Приурочене до півд. зони антиклінальних складок півд. борту Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене ще в ХіХ ст., розвідане в 30-х роках ХХ ст. Пошуково-розвідувальні роботи велися в 1959-61 та 1971-73 рр. Газоносними є вапняки та мергелі верх. палеоцену. Колектор тріщинно-порового типу характеризується малою проникністю при високій пористості (складний розподіл тріщинуватих зон). Промисловий приплив газу отримано з інтервалу 395-564 м, складеного палеоцен-еоценовими породами. Запаси газу віднесено до категорії забалансових. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 100 млн. м3.


Чорноморське газоконденсатне родовище - розташоване на Тарханкутському півосторові (Крим) поблизу смт Чорноморське. Приурочене до півн. зони антиклінальних складок центр. частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Структура (симетрична брахіантикліналь субширотного простягання 3,6х1,3 км висотою 63 м) виявлена в 1962 р., вивчена в 1962-68 рр. Промисловий приплив газу і конденсату одержано з інтервалу 2080-2122 м. Газо- і конденсатоносними є вапняки та мергелі палеоцену. Поклад газу масивно-пластовий, склепінчастий. Режим газовий. Колектор тріщинно-порового типу характеризується низькими ємнісно-фільтраційними властивостями. Це обумовлює нерентабельність розробки родовища. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 412 млн. м3.


Краснополянське газоконденсатне родовище - розташоване на Тарханкутському півосторові (Крим) поблизу смт Чорноморське. Приурочене до півн. частини Октябрсько-Мілової зони антиклінальних складок півд. борту Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1958 р. Вивчалося в 1964-65 рр. Промислові припливи отримані з г.п. верх. палеоцену в інтервалі глибин 1065-1081 м. Продуктивними є тріщинуваті вапняки і мергелі нижн. і верхн. палеоцену, розділені 20-метровою глинисто-мергельною перемичкою. Поклад масивно-пластовий. Колектори тріщинно-порові з малою проникністю. Запаси забалансові. В 1994 р. виконано проект розробки родовища для місцевих потреб. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 400 млн. м3.


Західно-Октябрське газоконденсатне родовище - розташоване в південно-західній частині Тарханкутського півострова (Крим). Приурочене до Октябрсько-Мілової зони антиклінальних складок півд. борту Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1957-58 рр. Розвідане в 1962-77 рр. Промисловий приплив одержано з г.п. середнього альбу в інтервалі 2894-2918 м. Продуктивний горизонт укладений туфами, туфітами, туфопісковиками і туфоаргілітами. Поклад пластового склепінчастого типу. Колектори порово-тріщинні. В 1971-84 рр виконувалася дослідно-промислова розробка родов., при якій видобуто 61,9 млн. м3 газу і 23,3 тис.т конденсату. Експлуатація свердловин припинена у зв'язку зі зниженням дебітів газу до 1-2 тис. м3/добу і падінням робочого тиску до 1,5-1,6 МПа. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 552 млн. м3; конденсату - 185 тис.т. При цьому 280 тис.т запасів конденсату родов. віднесено до забалансових, а 443 млн. м3 газу - до категорії С2.

Октябрське нафтове родовище - розташоване в Чорноморському районі Криму. Приурочене до півд. борту Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1956-57 рр. Пошукові і розвід. свердловини бурилися в 1960-65, 1981-82, 1993-94 рр. Структура г.п. нижн. крейди - асиметрична брахіантикліналь субширотного простягання 5х1,7 км висотою понад 500 м. Скупчення нафти - в піднятому блоці брахіантикліналі. Поклад пластовий склепінчастий тектонічно екранований. Нафтоносні пісковики і алевроліти. Припливи нафти і газу одержано з г.п. тріасу - нижн. апту в інтервалі 2668-2787 м. З г.п. сеноману короткочасно (3 доби) з глибини 1794 м спостерігався фонтанний приплив нафти. Запаси (1965) - 0,026 млн. т нафти і 15,7 млн. м3 газу. Нафта легка, перехідного типу, за умов атм. тиску 70% її переходить у газ. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 25,8 тис.т, розчиненого газу 16,3 млн. м3. Густина дегазованої нафти 779 кг/м3. При досл. експлуатації в 1971-72 рр. відібрано 2331,9 м3 нафти. Через складну геол. будову і незначні запаси родов. не розробляється.

Кіровське газове родовище - розташоване в Чорноморському районі Криму. Приурочене до Кіровсько-Карлавської зони складок центр. частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1958 р. Структура - вузька асиметрична антикліналь широтного простягання 3,8х0,8 км висотою понад 30 м. Припливи газу одержані з г.п. палеоцену в інтервалі глибин 976-1020 м. Скупчення газу склепінчасті. Вмісні г.п. - органогенно-детритові вапняки палеоцену. Запаси незначні - близько 140 млн. м3. Доцільна розробка для місцевих потреб.

Глібовське газоконденсатне родовище - розташоване в центр. частині Тарханкутського півострова (Крим). Приурочене до Кіровсько-Карлавської зони антиклінальних складок півд. борту Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Виявлене в 1959 р. Структура - субширотна брахіантикліналь у відкладах палеогену. Промислові припливи газу одержані з г.п. палеоцену в інтервалі 925-953 м. Газо- і конденсатоносні карбонатні г.п. верх. палеоцену, г.ч. пісковикові органогенно-детритові вапняки товщиною 130-140 м. Глинистовий газоупор - 70 м. Поклад масивно-пластовий склепінчастий. Колектори порово-тріщинні. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4570 млн. м3; конденсату - 258 тис.т. Дослідно-промислова експлуатація родов. велася в 1966-84 рр. У 1993 р. родов. переведене в підземне сховище з залишковими запасами газу 388,6 млн. м3 і пластовим тиском 1,82 МПа.

Карлавське газоконденсатне родовище - розташоване в Чорноморському районі Криму. Приурочене до Кіровсько-Карлавської зони складок центр. частини Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Структура (антикліналь субширотного простягання 9х1,5 км висотою 65 м) виявлена у 1888 р., підтверджена сейсморозвідкою в 1959 р. Промисловий приплив газу одержано з г.п. нижнього палеоцену в інтервалі 1126-1197 м, а також нестаб. - з г.п. сеноману в інтерв. 3387-3460 м. Поклад масивно-пластовий склепінчастий, тектонічно екранований. Вмісні породи - органогенно-детритові вапняки. Колектор тріщинний з низькою ємкістю і проникністю. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 87 млн. м3.

Ярилгацьке газове родовище - розташоване в Чорноморському районі Криму. Приурочене до півн. зони складок Тарханкутського півострова у центр. частині Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Підняття виявлене 1957-58 рр. Структура - субширотна асиметрична антикліналь 6,0х1,5 км висотою до 20 м. Розвідане в 1960-82 рр. Перший приплив газу одержано з майкопських утворень в інтервалі 217-220 м. Промислові припливи одержано в трьох свердловинах: Бакальській-2, Міжводненській-4 та Ярилгацькій-2. Поклад газу неповнопластовий, склепінчастий. Газоносні пісковики і алевроліти на глибинах 211-250 м. Колектор теригенний поровий. Доцільно використати для місцевих потреб. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 98 млн. м3.

Задорненське газове родовище - розташоване на Тарханкутському півосторові (Крим) поблизу с. Задорне. Знаходиться в Півн.-Кримській зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Структура (брахіантикліналь захід-північно-західного простягання) виявлена в 1947 р. Промисловий приплив газу одержано в 1960 р. з г.п. палеоцену в інтервалі 562-595 м. Газоносні пісковикоподібні органогенно-детритові вапняки нижн. палеоцену. Поклад масивно-пластовий, склепінчастий. Колектори тріщинно-порового типу. Режим роботи покладу водонапірний. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1020 млн. м3. Розроблялося в 1968-83 рр. Видобуто 925 млн. м3 газу (90,4% запасів). Залишкові запаси доцільно використати для місцевих потреб.

Серебрянське (Сріблянське) нафтове родовище - розташоване в Роздольненському районі Криму. Приурочене до Серебрянської депресії Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Серебрянське підняття (структурний ніс північ-північно-зах. простягання 3х3 км висотою 50 м) виявлене у 1961 р. Припливи нафти і газу одержані в 1971 р. з г.п. верх. крейди в інтервалі 1766-1814 м, крім того, припливи нафти - з г.п. коньякських (верхньокрейдових) утворень в інтервалі 1747-1820 м. Нафтогазоносні карбонатні породи. Поклад масивний, пов'язаний з ділянкою підвищеної тріщинуватості і стилолітизації вапняків. Колектори змішаного порово-тріщинного і порово-тріщинно-кавернозного типу. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 133 тис.т. Густина дегазованої нафти 765, пластової - 688 кг/м3. Розробляється з 1990 р. Видобуто 4 тис. т нафти.

Тетянівське газоконденсатне родовище - розташоване в Первомайському районі Криму. Приурочене до Серебрянської депресії Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Структура (по неокому-ниж.апту похована брахіантикліналь субширотного простягання, 8х5 км, висота понад 150 м) виявлена у 1969 р. Розвідка тривала до 1991 р. Перші припливи газу з конденсатом одержані в 1974 р. з г.п. неокому-ниж.апту в інтервалі 4431-4438 м та 3869-3872 м. Промислова газоносність пов'язана з двома горизонтами ниж. крейди. Перший газоконденсатний поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Другий поклад літологічно обмежений. Продуктивними є пісковики та спонголіти. Колектор поровий та порово-тріщинний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2119 млн. м3; конденсату - 1300 тис.т.

Джанкойське газове родовище - розташоване в Джанкойському районі Криму, в 10 км від м. Джанкой. Знаходиться в Півн.-Кримській зоні Каркінітсько-Північно-Кримського прогину. Джанкойська складка, що являє собою навішену брахіантиклиналь субширотного простягання у палеогенових-неогенових утвореннях, виявлена в 1948 р. Промислова газоносність доведена в 1962 р. - в майкопських г.п. виявлено чотири газоносних горизонти (інт. 336-525; 849-892; 627-655; 523-560 м). Продуктивні піщано-алевритові г.п. Колектори тріщинно-порові. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 5790 млн. м3. Родов. експлуатується з 1970 р. Видобуто 3203 млн. м3 газу (56,2%) початкових запасів.

Приазовське газове родовище - розташоване в Приазовському районі Запорізької області в 25 км від м. Мелітополя. Приурочене до півд.-зах. занурення Приазовського виступу Українського кристалічного щита. Виявлене ще в ХіХ ст. Пошуково-розвід. роботи виконувалися в 1929-36, 1944-48, 1981-86 рр. Всього пробурено понад 110 свердловин. Промислова газоносність пов'язана з неогеновою товщею чорних глин з прошарками і лінзами сірих алевролітів, пісків, пісковиків. Поклади літологічно обмежені і приурочені до двох глинисто-піщаних горизонтів поблизу покрівлі і підошви нижньосарматських утворень. Мінім. глибини залягання горизонтів - 88 і 115 м. Висота газових покладів 50-64 м. Будова пачок тонковерстувата. Колекторами є лінзи і прошарки пісків, слабозцементованих пісковиків та алевролітів. Розробка покладів велася в 1936-62 рр. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 2260 млн. м3.

Безіменне газове родовище - розташоване в північно-західній частині шельфу Чорного моря. Глибина моря в цьому районі 37-39 м. Відкрите у 1997-98 рр. виробничниками Геолкому України і "Чорноморнафтогазу" та науковцями інституту геологічних наук НАН України. У тектонічному плані родовище приурочене до західної центрикліналі Каркінітсько-Північно-Кримського крейдово-палеогенового прогину. За даними "Чорноморнафтогазу", воно залягає у межах північно-східного схилу Кілійсько-Зміїного підняття. Пошукове буріння на Безіменній структурі розпочалося в 1997 р. Газонасичені пласти виявлені у відкладах середнього еоцену і нижнього палеоцену. В результаті випробування вапняків нижнього палеоцену в трьох свердловинах (глибиною 1185, 2258 і 2055 м) одержано припливи газу відповідно 98,49 тис. м3/добу, 78,6 тис. м3/добу і 143,1 тис. м3/добу.


Азовсько-Березанська нафтогазоносна область включає Стрілкове газове і Морське газове родовища.

Стрілкове газове родовище - розташоване в півн. частині Арабатської стрілки і прилеглій частині Азовського моря в 25 км від м. Генічеськ. Приурочене до зах. занурення Азовського валу Скіфської плити. Стрілкове підняття виявлене в 1953 р. У 1964 р. встановлена газоносність майкопських відкладів. Продуктивними є теригенні г.п. сер. майкопу. Газоносні три горизонти. Поклади пластові, склепінчасті. Колектори теригенні порового і тріщинно-порового типів. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 3085 млн. м3. Родов. розробляється з 1976 р. Режим покладу змінний - газовий і водонапірний. Видобуто 1662 млн. м3 газу (53,8% від початкових запасів).

Морське газове родовище - розташоване в північно-східній частині акваторії Азовського моря на відстані 125 км від м. Керчі і 40 км від м. Бердянська. Приурочене до півн. прирозломної зони Середньоазовського підняття. Морська складка являє собою антиклінальне підняття субширотного простягання 22х3-4 км, висота 100 м. Перший приплив газу одержано в 1977 р. з майкопських г.п. в інтервалі 646-675 м. Продуктивні породи - алевроліти і пісковики, розділені глинами. Колектор порового типу. Поклад газу пластовий, склепінчастий. Режим покладу водонапірний. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 550 млн. м3.


Індоло-Кубанська нафтогазоносна область включає Північно-Керченське газове, Владиславівське нафтове, Південно-Сивашське газоконденсатне, Семенівське(Білокам'янське) нафтове, Актаське(Мисове) нафтове, Мошкарівське нафтове, Куйбишевське газове, Олексіївське газове, Поворотне газове, Фонтанівське газоконденсатне, Войківське(Малобабчицьке) нафтове, Борзівське нафтогазове, Придорожне газове, Приозерне нафтове родовища.

Північно-Керченське газове родовище - розташоване в південній частині акваторії Азовського моря на відстані 30 км на північ від м. Керчі. Приурочене до півн. смуги Булганацько-Фонталівської зони піднять у центр. частині Індоло-Кубанського прогину. Півні.-Керченське підняття (брахіантикліналь півн.-сх. простягання 8,5х6 км, висота близько 500 м) виявлене у 1975 р. В г.п. сер. міоцену виявлено чотири пласти-колектори в інтервалі 670-1230 м. Колектор представлений вапняками і пісковиками, тріщинно-порового типу. Поклад пластовий склепінчастий. Режим водонапірний. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1340 млн. м3.

Владиславівське нафтове родовище - розташоване в південно-західній частині Керченського півострова в 12 км від м. Феодосії. Приурочене до Владиславівської брахіантикліналі субширотного простягання (14х3 км, висота 200 м), яка виявлена в 1940 р. Перший приплив нафти отримано в 1956 р. з верхньокерлеутського горизонту в інтервалі 638-647 м. Продуктивними є алеврито-піщанисті породи в глинистій товщі. Колектори порового типу. Поклад нафти пластовий, склепінчастий, літологічно обмежений. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 12,6 тис.т; розчиненого газу - 2,1 млн. м3. Густина дегазованої нафти 817 кг/м3. Розробляється з 1956 р. Видобуто 10,4 тис. т нафти та 2,07 млн. м3 газу.

Південно-Сивашське газоконденсатне родовище - розташоване в північно-західній частині Керченського півострова в 15 км від с-ща Владиславівки. Знаходиться в межах приосьової зони Індоло-Кубанського прогину. Перші припливи газу з конденсатом одержані в 1976 р. Газо- та конденсатоносні пісковики середнього майкопу. Колектори іранулярні порового типу з ефективною товщиною 2,0-6,6 м. Поклад пластовий, склепінчастий, літологічно обмежений. Режим покладу водонапірний. ГВК на глибині -2258 м. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 84 млн. м3; конденсату - 47 тис.т.

Семенівське (Білокам'янське) нафтове родовище - розташоване в північно-західній частині Керченського півострова в 30 км від м. Керчі. Знаходиться в межах приосьової зони Індоло-Кубанського прогину. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 458 тис.т; розчиненого газу - 2,0 млн. м3. Густина дегазованої нафти 901-914 кг/м3.

Актаське (Мисове) нафтове родовище - розташоване в північно-західній частині Керченського півострова в 20 км від с. Леніне. Знаходиться в межах приосьової зони Індоло-Кубанського прогину. Пастка приурочена до майже симетричної брахіантикліналі субширотного простягання. Перший приплив нафти одержано в 1980 р. з караганських відкладів в інтервалі 399-408 м. Продуктивні органогенні, органогенно-детритові та оолітові піщанисті вапняки. Колектори порово-кавернозного типу. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу водо- і газонапірний. ВНК на глибині - 443,1 м; ГНК - 301,4 м. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 582 тис.т. нафти. Густина дегазованої нафти 909,5 кг/м3.

Мошкарівське нафтове родовище - розташоване в південно-західній частині Керченського півострова в 25 км від м. Феодосії. Приурочене до півд. борту Індоло-Кубанського прогину. Нафтоносна структура - асиметрична брахіантикліналь субширотного простягання 8х3 км, висотою 100 м. У 1939 р. на родовищі одержано фонтан нафти з г.п. сер. майкопу. Продуктивними є алеврити та піски в глинистій товщі. Колектори порового типу. Поклад нафти пластовий, літологічно обмежений. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Розроблялося в 1948-52 рр. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 385 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 837 кг/м3.

Куйбишевське газове родовище - розташоване в південно-західній частині Керченського півострова в 25 км від м. Феодосії. Приурочене до занурення Гірського Криму. Газоносна структура - брахіантикліналь півн.-сх. простягання 7х2 км, висотою близько 200 м - виявлена в 1935 р. Безпосередньо поклад газу пов'язаний з г.п. півн.-сх. перикліналі складки. Перший приплив газу одержано в 1967 р. з верхньокрейдових відкладів в інтервалі 2273-2293 м. Продуктивний горизонт містить мергелі, аргіліти та вапняки, у нижній частині - пісковики. Колектори - пісковики і вапняки тріщинно-порового типу. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу водонапірний. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 615 млн. м3.

Олексіївське газове родовище - розташоване в центр. частині Керченського півострова. Приурочене до півд. борту Індоло-Кубанського прогину. Олексіївське підняття виявлене в 1926-27 рр. Газоносна структура - напівантикліналь нижньопалеоценових г.п. розмірами по ізогіпсі -3600 м 2,5х2,3 км, висота 400 м. Розвідане в 1946-47, 1968-69, 1973-76, 1980-81 рр. Перший промисловий приплив газу з конденсатом одержано з нижньопалеоценових відкладів в інтервалі 3257-3276 м. Газоносною є пачка пісковиків та аргілітів товщиною 9-24 м. Вище цієї пачки виділена ще одна, менш потужна газоносна пачка товщиною до 8 м. Приплив газу з цієї пачки одержаний в інтервалі 3100-3104 м. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 100 млн. м3.

Поворотне газове родовище - розташоване в центр. частині Керченського півострова. Знаходиться у Восходівській зоні антиклінальних складок Індоло-Кубанського прогину. Газоносна структура - брахіантикліналь у міоценових відкладах - виявлена в 1926-27 рр. Приплив газу з деякою к-стю конденсату одержано в 1988 р. Газоносні відклади майкопу (пісковики та аргіліти). Поклад пластовий, склепінчастий тектонічно екранований. Режим покладу водонапірний. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1756 млн. м3.

Фонтанівське газоконденсатне родовище - розташоване в центр. частині Керченського півострова. Знаходиться в зоні антиклінальних складок півд. схилу Індоло-Кубанського прогину. Ново-Шепетівська антикліналь виявлена в 1946 р. Фонтан газу з конденсатом отримано з пошук. свердловини в 1975 р. з відкладів нижн. майкопу і верх. еоцену в інтервалі 3336-3360 м. Газоносні пісковики та аргіліти. Родовище складається з п'яти склепінчастих, тектонічно екранованих і літологічно обмежених покладів. Режим покладів водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1517 млн. м3; конденсату - 493 тис.т.

Войківське (Малобабчицьке) нафтове родовище - розташоване в північно-західній частині Керченського півострова в 10 км від м. Керчі. Знаходиться в межах Булганацько-Фонталівської зони піднять у приосьовій частині Індоло-Кубанського прогину. Малобабчицьке складноорганізоване підняття виявлене в 1926-28 рр. Воно включає вдавлену синкліналь в центр. частині, відокремлені антикліналі: Малобабчицьку (Північно-Войківську), Південно-Бабчицьку (Південно-Войківську) та Катерлецьку. Пошукові роботи - 1926-28, 1951-54, 1981-84 рр. Припливи нафти з караганських та чокнарських відкладів Південно-Войківського підняття виявлені в 1981-84 рр. Родовище має діапірову будову і являє собою вузьку брахіантикліналь розмірами по ізогіпсі - 200 м 1,3х0,3 км, висотою бл 200 м. Поклади нафти пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані і стратиграфічно обмежені. Режим водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 17 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 935-939 кг/м3.

Борзівське нафтогазове родовище - розташоване на березі Керченської протоки на відстані 12 км від м. Керчі. Знаходиться в межах Булганацько-Фонталівської зони піднять у приосьовій частині Індоло-Кубанського прогину. Борзівська складка, яка являє собою асиметричну брахіантикіналь широтного простягання 2,9х2,0 км, амплітуда до 300 м, була виявлена у 1888 р. Розвідана у 1929, 1932, 1940, 1948-50, 1964, 1982-84 рр. Перший приплив газу одержаний з верхньої частини чокрацького горизонту в 1948-50 рр. У 1982-84 рр. з цього ж горизонту в інтервалі 502-509 м отримано приплив нафти з газом. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу - газової шапки і водонапірний. Колектори порово-тріщинного типу, складені органогенно-детритовими оолітовими вапняками і піщанистими мергелями з тонкими прошарками дрібнозернистих пісковиків та пісків. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 24 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 560 кг/м3.

Придорожне газове родовище - розташоване на півн.-сх. Керченського півострова в 15 км від м. Керчі. Знаходиться в межах Восходівської зони антиклінальних складок Індоло-Кубанського прогину. Геологічна структура виявлена у 1926-27 рр. Розвідана в 1981-84 рр. Перший приплив газу одержано у 1992 р. з відкладів нижнього майкопу в інтервалі 4955-4967 м. Газоносні г.п. представлені різнозернистими пісковиками та аргілітами палеогену та неогену. Ефективна товщина 10-15 м. Поклад газу склепінчастий, пластовий, тектонічно екранований. Запаси газу початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1008 млн. м3.

Приозерне нафтове родовище - розташоване на півн.-сх. Керченського півострова в 27 км від м. Керч. Знаходиться в межах південного борту Індоло-Кубанського прогину. Відоме з давніх часів. Перша свердловина закладена в 1886 р. Приозерне підняття має криптодіапірову будову. Промислова нафтоносність виявлена у караганських та чокрацьких відкладах. Колектори тріщинно-порового типу, складені органогенно-уламковими та оолітовими вапняками. Режим покладів водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 132 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 890-894 кг/м3.


СХіДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГіОН УКРАЇНИ - охоплює лівобережжя Дніпра. В адміністративному відношенні включає Чернігівську, Сумську, Полтавську, Дніпропетровську, Харківську, Луганську та частково Донецьку області. Регіон представляє Дніпровсько-Донецька нафтогазоносна область, що є частиною Прип'ятсько-Донецької нафтогазоносної провінції. Практично всі розвідані запаси і прогнози на майбутні відкриття пов'язані з відкладами палеозою. На крайньому північному заході відомі лише родов. нафти, на південному сході - природного газу. С.Н.Р.У. містить близько 85% запасів природного газу та близько 61% видобувних запасів нафти України. Тут відкрито 205 родовищ вуглеводнів (180 з них включені до Державного балансу). Початкові видобувні запаси регіону складають близько 3410 млн. т умовного палива. Мезозойський комплекс охоплює 11 покладів нафти і газу у відкладах юри та тріасу (1,5% розвіданих запасів вуглеводнів), Верхньокам'яновугільно-пермський комплекс - 45 покладів, 26 родовищ (близько 57% розвіданих запасів газу, 39% - нафти), Середньокам'яновугільний комплекс - 165 покладів, 54 родовища (5% розвіданих запасів вуглеводнів), Серпуховський комплекс - 164 поклади, 68 родовищ (8,3 % розвіданих запасів вуглеводнів), Верхньовізейський комплекс - 332 поклади, 119 родовищ (близько 25% розвіданих запасів вуглеводнів), Турнейсько-нижньовізейський комплекс - 83 поклади, 70 родовищ (близько 9% розвіданих запасів вуглеводнів), Девонський комплекс - 8 родовищ (менше 1% запасів вуглеводнів), докембрійський комплекс - 4 родовища.

СХіДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГіОН УКРАЇНИ включає Монастирищенсько-Софіївський, Талалаївсько-Рибальський, Глинсько-Солохівський, Антонівсько-Білоцерківський, Рябухинсько-Північно-Голубівський, Машівсько-Шебелинський, Руденківсько-Пролетарський, Співаківський, Кальміус-Бахмутський, Красноріцький та Північного борту нафтогазоносний район.

Монастирищенсько-Софіївський нафтоносний район включає Монастирищенське, Малодівицьке, Прилуцьке, Щурівське, Маківське, Тростянецьке, Купинське, Петрушівське, Західно-Софіївське, Софіївське, Бережівське, Гайове, Ярошівське, Північно-Ярошівське нафтові родовища. Нижче описані родов. з початковними видобувними запасами категорій А+В+С1 понад 100 тис.т нафти.

Монастирищенське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 18 км від м. ічня. Знаходиться в зах. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Монастирищенського виступу кристалічного фундаменту. Підняття виявлене у відкладах карбону. Перший приплив нафти одержано в 1970 р. з інт. 3360-3379 м. Колектори - піщані нижньовізейські породи. Поклад масивно-пластовий, склепінчастий. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 915 тис.т нафти; розчиненого газу 22 млн. м3. Густина дегазованої нафти 827 кг/м3. Виробленість покладу - понад 99, 6%.

Малодівицьке нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 20 км від м. Прилуки. Знаходиться в зах. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття у відкладах палеогену виявлене у 1958-61 рр. Структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, 4,1х2,3 км, амплітуда 95 м. В 1971 р. з відкладів візейського ярусу в інтервалі 2792-2807, 2810-2816 м одержано фонтан нафти дебітом 270 т/добу через штуцер діам. 10 мм. Поклади в осн. пластові, склепінчасті, частково масивно-пласитові, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Розробка родов. розпочата в 1971. Режим покладу активний водонапірний, для ін. покладів - розчиненого газу. Накопичений видобуток нафти - 1497 тис. т, попутного газу - 516 млн. м3. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 6665 тис.т нафти; розчиненого газу 1680 млн. м3. Густина дегазованої нафти 768-828 кг/м3.

Прилуцьке нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 12 км від м. Прилуки. Знаходиться в півд. прибортовій зоні зах. частини Дніпровсько-Донецької западини. Підняття, складене г.п. верх. девону, ниж., сер. та верх., карбону, тріасу, юри, крейди та палеогену, виявлене в 1953-54 рр. Структура є брахіантиклінальною криптодіапіровою складкою субмеридіонального простягання, 4,5х3,5 км, амплітуда 300 м. Перший промисл. приплив нафти одержано в 1960 р. з верхньовізейських відкладів в інтервалі 1847-1864 м. Поклади склепінчасті, пластові, тектонічно екрановані. Розробляється з 1961 р. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 5809 тис.т нафти; розчиненого газу 90 млн. м3. Густина дегазованої нафти 824-830 кг/м3.

Щурівське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 15 км від м. Прилуки. Знаходиться в зах. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. В 1975 р. з відкладів вехн. візе в інтервалі 3045-3053 м одержано фонтан нафти дебітом 46 т/добу через штуцер діам. 5 мм. На родов. 12 пошук. і розвід. свердловин розкривають осадові відклади від четвертинних до девонських. Колектори - пісковики та алевроліти. Поклади нафти пластові, склепінчасті, літологічно обмежені, тектонічно екрановані. Родовище розробляється з 1977 р. Режим розробки водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 927 тис.т нафти; розчиненого газу 70 млн. м3. Густина дегазованої нафти 817-822 кг/м3.

Маківське нафтове родовище - розташоване в ічнянському районі Чернігівської обл. Знаходиться в приосьовій зоні півн.-зах частини Дніпровсько-Донецької западини. Малоамплітудна брахіантиклінальна складка півн.-зах. простягання у г.п. верхнього візе розмірами 2,3х1,2 км по ізогіпсі -3350 м, виявлена у 1983 р. В 1987 р. з верх.-візейських відкладів в інтервалі 3496-3503 м одержано фонтан нафти дебітом 140 т/добу через штуцер діам. 7 мм. Поклад нафти пластовий, склепінчастий. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1988 р. Режим розробки водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 137 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 822,7 кг/м3.

Тростянецьке нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 45 км від м. ічня. Знаходиться на півн.-зах. приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півн.-зах. схилу Срібнянської депресії. Підняття (куполоподібна складка, 2,3х1,8 км по ізогібсі -4760 м) виявлене в 1973-74 рр. У 1981 р. з відкладів верх. візе (інт. 4918-4925 м) одержано фонтан нафти дебітом 163,6 т/добу через штуцер 8 мм. Нафтоносні г.п. - алевроліти та пісковики. Поклад пластовий, склепінчастий, літологічно обмежений. Екплуатується з 1982 р., причому перші три роки свердловина фонтанувала. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 155 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 779-807 кг/м3.

Софіївське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 35 км від м. ічня. Знаходиться в межах Плисківсько-Лисогорівського виступу кристалічного фундаменту приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура (брахіантикліналь півн.-зах. простягання 3,5х1,2 км) виявлена в 1971 р. Перший промисл. приплив нафти отримано з інт. 3877-3881 м в 1986 р. Родовище розкрите 9-а свердловинами. Г.п. - від палеогену до девону. Поклади пластові, пастки склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1981 р. Режим покладів пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1213 тис.т нафти; розчиненого газу 95 млн. м3. Густина дегазованої нафти 807-868 кг/м3.

Бережівське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл., на відстані 40 км від м. ічня. Знаходиться на півн.-сх. схилі Плисківсько-Лисогорівського виступу фундаменту приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. В 1971-72 рр. виявлена куполовидна симетрична складка, видовжена в зах. напрямку, розміри в межах ізогіпси - 4050 м 2,5х1,7 км, амплітуда 60 м. Перший приплив нафти одержано в 1978 р. з нижньокам'яновугільних відкладів в інтервалі 4169-4189 м. Родовище розкрите 5-а свердловинами. Г.п. - від четвертинних до турнейських. Колектори теригенні і карбонатні. Поклади масивно-пластові, склепінчасті. Експлуатується з 1984 р. Режим пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 224 тис.т нафти; розчиненого газу 19 млн. м3. Густина дегазованої нафти 809 кг/м3.

Ярошівське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 17 км від смт Талалаївка. Знаходиться в межах Плисківсько-Лисогорівського виступу фундаменту приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. В 1963 р. виявлена характерна структура - брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами в межах ізогіпси -3775 м 4,5х2,5 км, амплітуда 80 м. В 1975 р. з г.п. верхнього візе в інтервалі 3858-3891 м одержано фонтан нафти дебітом 134 м3/добу через штуцер 5 мм. Поклади нафти пластові в склепінчастих, тектонічно екранованих, інколи літологічно обмежених пастках. Колектори - різнозернисті пісковики та алевроліти (на горизонті В-15 - органогенно-детритові вапняки). Експлуатується з 1978. Режим водонапірний. На 1994 р. видобуто 15,8 % запасів. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 2107 тис.т нафти; розчиненого газу 77 млн. м3. Густина дегазованої нафти 803-828 кг/м3.


Талалаївсько-Рибальський нафтогазоносний район включає Матлахівське, Скороходівське, Нинівське, Ромашівське, Бабчинське, Великобубнівське, Східно-Рогинцівське, Талалаївське, Миколаївське, Артюхівське, Житнє, Коржівське, Перекопівське, Шумське, Ярмолинцівське, Анастасівське, Липоводолинське, Роменське, Південно-Панасівське, Шатравинське, Кулябчинське, Русанівське, Побиванське, Валюхівське, Гадяцьке, Куличихінське, Тимофіївське, Новотроїцьке, Червонозаярське, Пірківське, Качанівське, Більське, Сухівське, Загорянське, Ясенівське, Рибальське, Бургуватівське, Західно-Козіївське, Радянське, Козіївське, Качанівське, Сахалінське, Карайкозівське, Котелевське, Березівське, Степове родовища.

Матлахівське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 4 км від смт Талалаївка. Знаходиться на Талалаївському виступі фундаменту в півн. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини. Складка виявлена в 1972-73 рр. Структура є брахіантикліналлю півн.-зах. простягання, розміри в межах ізогіпси -3225 м 4,0х1,5 км, амплітуда 50 м. Поклади пов'язані з пластовими склепінчастими, інколи тектонічно екранованими і літологічно обмеженими пастками. Перший промисловий приплив нафти отримано у 1974 р. з нижньо-візейських г.п. в інтервалі 3600-3610 м. Експлуатується з 1977 р. Режим пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 619 тис.т нафти; розчиненого газу 177 млн. м3. Густина дегазованої нафти 830-905 кг/м3.

Скороходівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 4 км від смт Талалаївка. Знаходиться на Талалаївському виступі фундаменту в північно-західній частині північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Геол. структура (тераса - брахіантикліналь півн.-сх. простягання, розміри по ізогіпсі - 3450 м 3,3х2,1 км, амплітуда 130 м) виявлена в 1955 р. Перший приплив нафти одержано з пісковиків вехн. візе в інтервалі 3596-3602 м у 1973 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1974 р. Початковий режим розробки - пружноводонапірний. Вилучено 54% газу та 48,2% конденсату (1994). Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 7035 тис.т нафти; розчиненого газу 571 млн. м3. Густина дегазованої нафти 793-858 кг/м3. Вміст сірки 0,07-0,66 мас.%.

Ромашівське нафтове родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 6 км від смт Талалаївка. Входить до складу Великобубнівського структурного валу в межах півн.-зах. частини північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Продуктивна структура - малоамплітудна брахіантикліналь півн.-зах. простягання, розміри по ізогіпсі - 3050 м 3,5х1,5 км - виявлена у відкладах нижн. карбону в 1976 р. У 1985 р. з верхньовізейських г.п. в інтервалі 3198-3227 м отримано фонтан нафти дебітом 158,3 м3/добу через штуцер 9 мм. Єдиний нафт. поклад пластовий, склепінчастий. Колектори - пісковики. Режим покладу - спочатку пружний, потім з проявом розчиненого газу. Розробляється з 1986 р. Видобуто 23,8 тис. т нафти та 9,3 млн. м3 газу (19,6 і 17,3% початкових запасів нафти і газу). Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 122 тис.т нафти; розчиненого газу 52,5 млн. м3. Густина дегазованої нафти 804 кг/м3.

Великобубнівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 20 км від м. Ромни. Входить до складу Великобубнівського структурного валу в межах північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура - витягнута з зах. на сх. антикліналь з трьома склепіннями - виявлена у 1958 р. Перший приплив газу одержано з г.п. нижнього карбону в інтервалі 2986-2994 м в 1967 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Експлуатується з 1971 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1689 тис.т нафти; розчиненого газу 287 млн. м3. Густина дегазованої нафти 790-848 кг/м3. Вміст сірки 0,029-0,24 мас.%.

Східно-Рогинцівське нафтове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 15 км від м. Ромни. Входить до складу Великобубнівського структурного валу в межах північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1958 р. Структура - брахіантикліналь півн.-зах. простягання, розміри по ізогіпсі -3000 м 4,0х1,7 км. Перший приплив нафти одержано з г.п. інт. 3080-3085 м у 1971 р. Поклади пластові, склепінчасті, інколи тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики, рідше - алевроліти. Експлуатується з 1977 р. Режим покладу активний водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1022 тис.т нафти; розчиненого газу 142 млн. м3. Густина дегазованої нафти 827-871 кг/м3. Вміст сірки 0,22-0,48 мас.%.

Талалаївське газоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 4 км від смт Талалаївка. Знаходиться на Талалаївському виступі фундаменту в північній прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1955 р. Структура - брахіантикліналь півд.-зах. простягання, розміри 3,4х3,0 км, амплітуда 200 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Перший промисл. приплив газу отримано в 1971 р. з г.п. інт. 3482-3492 та 3507-3522 м. Початковий режим - пружноводонапірний та газовий. Експлуатується з 1973 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4219 млн. м3; конденсату - 2165 тис.т. Вміст сірки в конденсаті 0,05-0,17 мас.%.

Миколаївське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 7 км від смт Талалаївка. Знаходиться на Талалаївському виступі фундаменту в північно-західній частині північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. В нижньовізейських відкладах структура являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання, по ізогіпсі її розміри - 4050 м 3,2х2,3 км, амплітуда 60 м. Підняття виявлене в 1973 р. У 1978 р. з нижньовізейських г.п. в інтервалі 4160-4185 м отримано фонтан газу дебітом 58,3 тис. м3 і конденсату 33 м3/добу через штуцер діаметром 10 мм. Поклади масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1981 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 542 млн. м3; конденсату - 193 тис.т.

Артюхівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 16 км від м. Ромни. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського структурного валу. Підняття виявлене в 1966-67 рр. Структура - брахіантикліналь субширотного простягання, розміри по ізогіпсі - 3950 м 4,2х2,0 км, амплітуда 55 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Перший промисл. приплив газу отримано в 1968 р. з нижньовізейських г.п. в інтервалі 4230-4256 м. Колектори - різнозернисті пісковики та алевроліти. Режим нафтового покладу активний водонапірний. Режим газоконденсатних скупчень газовий з проявом водонапірного. Експлуатується з 1975 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 3132 тис.т нафти; розчиненого газу 333 млн. м3; конденсату - 3114 тис. т. Густина дегазованої нафти 839 кг/м3. Вміст сірки 0,06 мас.%.

Коржівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 4 км від м. Ромни. Знаходиться в півн. прибортовій зоні центральної частини Дніпровсько-Донецької западини поблизу Артюхівсько-Липоводолинської валоподібної структури, яка являє собою куполовидне підняття, розміри в межах замкнутої ізогіпси 4025 м 4,0х3,2 км, амплітуда 75 м. Підняття виявлене в1971-72 рр. Перший промисловий приплив отримано з г.п. нижнього візе в інтервалі 4495-4499 м у 1980 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Режим нафтових покладів водонапірний, а газоконденсатних - газовий. Експлуатується з 1983 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 5818 тис.т нафти; розчиненого газу 1799 млн. м3; конденсату - 1335 тис. т. Густина дегазованої нафти 813-840 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,09-0,16 мас.%.

Перекопівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 15 км від м. Ромни. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського структурного валу. Підняття виявлене в 1963-66 рр. Структура - брахіантикліналь субширотного простягання розмірами по ізогіпсі - 4375 м 6,0х2,5 км, амплітуда понад 75 м. У 1975 р. з г.п. в інтервалі 4440-4450 м отримано перший промисловий приплив нафти. Поклади пластові і масивно-пластові, склепінчасті, деякі літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1982 р. Режим покладів пружноводонапірний з переходом у водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 6461 тис.т нафти; розчиненого газу - 2237 млн. м3; конденсату - 727 тис. т. Густина дегазованої нафти 811-828 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,083-0,1 мас.%.

Ярмолинцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 15 км від м. Ромни. Знаходиться в приосьовій зоні зах. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського валу. Структура - частина великої брахіантикліналі, розбитої на блоки, продуктивний з яких - півд.-сх. блок, його розміри по ізогіпсі - 4300 м 3,5х3,2 км. Структура виявлена в 1981 р. У 1983 р. з г.п. турнейського ярусу в інтервалі 4636-4693 м отримано фонтан газоконденсатної суміші, дебіт газу становив 80 тис. м3, а конденсату - 52 м3/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади пластові, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1984 р. Режим покладів газовий з проявом водонапірного. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 2414 млн. м3 газу; конденсату - 791 тис.т.

Анастасівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 20 км від м. Ромни. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського структурного валу. В 1963 р. виявлене брахіантиклінальне підняття у відкладах тріасу. Структура - асиметрична антиклінальна складка, розміри якої по ізогіпсі - 4325 м 10,0х2,5 км, амплітуда понад 75 м. У 1972 р. з верхньовізейських г.п. в інтервалі 4528-4541 м одержано фонтан нафти дебітом 48,9 т/добу через штуцер діаметром 6 мм. Поклади пластові, склепінчасті, часто літологічно обмежені. Експлуатується з 1973 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 16305 тис.т нафти; розчиненого газу - 4114 млн. м3; конденсату - 1236 тис. т. Густина дегазованої нафти 809-854 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,02-0,64 мас.%.

Липоводолинське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 7 км від смт Липова Долина. Знаходиться в зах. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Липоводолинського валу. Підняття виявлене в 1962 р. У 1976-78 рр. виділено 2 склепіння - Липоводолинське та Пеньківське. Останнє являє собою невиразну брахіантикліналь півн.-зах простягання (3,2х1,5 км). перший промисловий приплив газу одержано з г.п. в інтервалі 4838-4843 м, а нафти - в інтервалі 4648-4650 м у 1983 р. Поклади склепінчасті, пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий і водонапірний. Експлуатується з 1988 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 451 тис.т нафти; розчиненого газу - 159 млн. м3; конденсату - 852 тис. т. Густина дегазованої нафти 810-813 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,046 мас.%.

Південно-Панасівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 25 км від м. Ромни. Знаходиться в північно-західній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Панасівська структура виявлена в 1965 р., у 1978-81 рр. у кам'яновугільних відкладах виділений Південно-Панасівський блок. Структура - брахіантикліналь півн.-зах. простягання. Розміри підняття по ізогіпсі - 2700 м 4,8х3,2 км, амплітуда понад 200 м. Перший промисловий приплив газу отримано з нижньокам'яновугільних г.п. в інтервалі 2954-2960 м у 1983 р. Поклади склепінчасті, пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1985 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1685 тис.т нафти; розчиненого газу - 516 млн. м3; конденсату - 1062 тис. т. Густина дегазованої нафти 800-838 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,09-0,48 мас.%.

Кулябчинське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 20 км від м. Ромни. Знаходиться в зах. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Артюхівсько-Анастасівського валу. Структура виявлена в 1972 р. і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання. Розміри її 1,9х1,5 км, амплітуда близько 70 м. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано у 1983 р. в інтервалі 4594-4602 м. Поклад пластового типу, пов'язаний з склепінчастою, тектонічно екранованою пасткою. Експлуатується з 1983 р. Початковий режим покладу - газовий, потім він змінився на газоводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 201 млн. м3 газу; конденсату - 62 тис. т.

Русанівське газове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 5 км від смт Липова Долина. Знаходиться у півн. крайовій частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Русанівсько-Марківської групи структур. Об'єкт являє собою структурний ніс, розчленований на окремі блоки, розміри продуктивного блоку 4,1х2,2 км. Об'єкт виявлений у 1979-80 рр. У 1986 р. з турнейських г.п. в інтервалі 4724-4738 м отримано фонтан газу дебітом 48 тис. м3/добу через 10-мм діафрагму. Поклад пластовий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 170 млн. м3 газу.

Валюхівське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській та Полтавській областях на відстані 20 км від м. Гадяч. Знаходиться у приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах півд.-сх. закінчення Артюхівсько-Анастасівського структурного валу. Підняття виявлене в 1976 р. У межах площі в утвореннях турнейського ярусу виявлені Валюхівський структурний ніс, замкнутий на порушення амплітудою 25-50 м, і Булахівська брахіантикліналь амплітудою близько 25 м. У 1989 р. в інтервалі 5198-5213 м отримано фонтан газоконденсатної суміші з абсолютно вільним дебітом 1968,4 тис. м3/добу. Поклади масивно-пластові, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1992 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 7670 млн. м3 газу; конденсату - 779 тис. т.

Гадяцьке газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській області на відстані 7 км від м. Гадяч. Знаходиться в центральній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура, що являє собою брахіантиклінальну асиметричну складку субширотного простягання з розмірами по ізогіпсі - 4550 м 4,2х2,5 км, амплітуда досягає 50 м, виявлена в 1970 р. Перший фонтан газоконденсатної суміші дебітом 1190 тис. м3/добу через штуцер діаметром 22 мм одержано в 1972 р. з візейських відкладів (інт. 4771-4801 м). Поклади пластові, склепінчасті, деякі літологічно обмежені. Експлуатується з 1975 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 10900 млн. м3 газу; конденсату - 2096 тис. т.

Куличихінське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській та Полтавській областях на відстані 17 км від м. Гадяч. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1953 р. і являє собою приштокову геміантикліналь, розділену скидами на блоки, розмірами по ізогіпсі - 4100 м 3,5х2,5 км. У 1976 р. з верхньовізейських відкладів в інтервалі 3885-3890 м отримано фонтан газу дебітом 92 тис. м3/добу та конденсату 23,7 м3/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади масивно-пластові і пластові, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1978 р. Всього пробурено 14 пошукових і розвідувальних свердловин, 11 з яких розкрили карбонатно-теригенний розріз від четвертинних до девонських відкладів; в останніх виявлені галогенні утворення. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 866 тис.т нафти; розчиненого газу - 200 млн. м3; конденсату - 936 тис. т. Густина дегазованої нафти 830-881 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,09-0,17 мас.%.

Тимофіївське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Гадяч. Знаходиться в півн. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини між Синівською мульдою та новотроїцьким виступом. Підняття виявлене в 1968-70 рр. Структура являє собою поховану під мезозойськими відкладами брахіантикліналь півн.-зах. простягання з розмірами по ізогіпсі - 4050 м 6,2х4,1 км, амплітуда близько 130 м; у відкладах середнього та верхнього карбону складка виположується. У 1973 р. з верхньовізейських відкладів через фільтр інт. 4073-4120 м та відкритим вибоєм інт. 4120-4137 м отримано фонтан газу дебітом 1,433 млн. м3/добу через діафрагму діаметром 22 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані або літологічно обмежені. Експлуатується з 1978 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 930 тис.т нафти; розчиненого газу - 253 млн. м3; конденсату - 5097 тис. т. Густина дегазованої нафти 841-862 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,12-0,21 мас.%.

Червонозаярське газове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 13 км від м. Зіньків. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1975-78 рр. Родовище пов'язане з пологим структурним носом у межах зах. перикліналі Качанівського підняття, відокремленим від останнього скидом. Структурний ніс зафіксований у відкладах нижнього карбону, в пермських утвореннях це лише структурна тераса; розміри пастки 4,0х4,0 км, амплітуда 150 м. У 1981 р. з турнейських відкладів отримано перший промисловий приплив газу в інтервалі 4748-4756 м. Поклади пластові, екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1530 млн. м3 газу.

Пірківське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 7,5 км на півн. схід від м. Зіньків. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1988 р. Поклади пов'язані з тектонічним блоком у межах монокліналі. Пастки утворилися завдяки скидам амплітудою 25-75 м; їх розміри по ізогіпсі -5500 м і тектонічних порушень 6,0х4,9 км, висота понад 350 м. У 1995 р. в інт 5407-5410 та 5385-5388 м з відкладів нижнього візе і в інт 4961-4965 та 4953-4958 м з відкладів верхнього візе отримано перші промислові припливи газу і конденсату. Поклади пластові, тектонічно екрановані. Колектори - дрібно- та середньозернисті тріщинуваті пісковики і алевроліти. Попередньо підраховані видобувні запаси газу і конденсату становлять 110 тис. т умовного палива.

Качанівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 20 км від м. Охтирка. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Включає 24 поклади, що залягають на глибині 1440:3400 м. Структура виявлена в 1953 р. і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання з девонським соляним ядром, вверх по розрізу вона виположується; складка порушена системою поперечних і поздовжніх скидів амплітудою 10-250 м, які утворюють в склепінні грабен просідання, характерний для криптодіапірових структур. У 1957 р. в інтервалі 1467-1470 м з утворень тріасу отримано фонтан нафти дебітом 28 м3/добу через штуцер діаметром 6 мм. Промислові скупчення вуглеводнів встановлені у відкладах тріасу; пермі; верхнього, середнього і нижнього карбону. Поклади пов'язані з пластовими та масивно-пластовими склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Колектори - пісковики (а пермського горизонту А-2 - крім того, тріщинно-кавернозно-порові ангідриди та вапняки). Режим покладів пружноводонапірний та розчиненого газу. Експлуатується з 1960 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 16839 тис.т нафти; розчиненого газу - 4337 млн. м3; конденсату - 295 тис. т. Густина дегазованої нафти 811-868 кг/м3. Нафта малосірчиста, малосмолиста. Вміст сірки у нафті 0,2-0,5 мас.%.

Більське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 18 км на півн. схід від м. Зіньків. Знаходиться в центральній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини на півн. схилі Шилівської депресії. Структура виявлена в 1952-53 рр. і в кам'яновугільних утвореннях є криптодіапіровою брахіантикліналлю півн.-зах. простягання, яка серією поперечних та діагональних скидів амплітудою 50-200 м розчленована на тектонічні блоки; розміри підняття 18,0х5,5 км, амплітуда 450 м. Перший промисловий приплив газу отримано в 1957 р. в інт 1696-1700 м з утворень середньої юри. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1963 р. На 1.01.1994 р. видобуто 1082 млн. м3 газу і 56,3 тис. т конденсату (відповідно 28,4 ті 20,5% від їх початкових видобувних запасів). Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 7019 млн. м3 газу; конденсату - 465 тис. т.

Загорянське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській та Полтавській областях на відстані 30 км від м. Охтирка. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини, де входить до складу Яркинсько-Загорянської групи структур. Структура виявлена в 1978 р. У нижньовізейсько-турнейському комплексі виявлені Яркинське склепіння, Загорянський та Шенгаріївський блоки, які є частинами структурного виступу, розчленованого скидами. Яркинське склепіння простежується у розрізі від турнейських до пермських відкладів, його розміри 3,5х1,5 км, амплітуда 70 м. Встановлена продуктивність візейських і турнейських відкладів. Поклад масивно-пластового типу, пов'язаний з склепінчастою, тектонічно екранованою пасткою. Передбачався газовий режим покладів. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1550 млн. м3 газу; конденсату - 65 тис. т.

Ясенівське нафтове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 14 км від м. Охтирка. Знаходиться в межах Охтирського виступу фундаменту півн. прибортової зони центральної частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1972-80 рр. По відбиваючих горизонтах візейського ярусу вона являє собою монокліналь, що занурюється на півд. захід під кутом 3-4 градуси і розбита скидами на блоки; в центральному блоці - структурний ніс. Поклад масивно-пластовий, тектонічно екранований і літологічно обмежений. Прогнозувався режим розчиненого газу. В 1989 р. в інтервалі 4133-4140 м з пісковиків турнейського ярусу одержано фонтанний приплив нафти дебітом 5,5 м3/добу на штуцері 2 мм. Запаси нафти підраховані в умовному контурі. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 882 тис.т нафти. Густина дегазованої нафти 834 кг/м3.

Рибальське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 14 км від м. Охтирка. Знаходиться в півн. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини на схилі Охтирського виступу фундаменту. Структура виявлена в 1959 р. і являє собою криптодіапірову брахіантикліналь півн.-зах. простягання з видовженою півд.-сх. перикліналлю; тектонічними порушеннями вона розчленована на блоки; її розміри 12,5х6,0 км, амплітуда понад 400 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1963 р. з інт. 2247-2254 м. Розвідані та оцінені поклади юри, тріасу, верхнього карбону, московського та башкирського ярусів середнього карбону, візейського та турнейського ярусів нижнього карбону. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики, що чергуються в розрізі з аргілітами та алевролітами, рідше - з вапняками. Режим нафтових покладів пружноводонапірний та розчиненого газу, газоконденсатних - газовий (рідше - пружноводонапірний). Експлуатується з 1965 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 8632 тис.т нафти; розчиненого газу - 2621 млн. м3; конденсату - 1424 тис. т. Вміст сірки у нафті 0,12-0,5 мас.%.

Бугруватівське нафтове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 15 км від м. Охтирка. Знаходиться в межах Охтирського виступу фундаменту півн. прибортової зони центральної частини Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1968 р. Структура складається з надсольових теригенно-карбонатних утворень верхнього девону, нижнього, середнього і верхнього карбону, пермі, нижнього та верхнього тріасу, юри, крейди, палеогену і неогену. Родовище пов'язане з групою брахіантиклінальних складок, порушених скидами амплітудою 30-250 м; розміри структур у візейських відкладах змінюються від 4,5х3,7 км до 1,3х0,75 км. Перші промислові припливи нафти отримані в 1974 р. з інт. 3234-3576 м (з трьох продуктивних горизонтів). Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів пружноводонапірний. Експлуатується з 1976 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 20947 тис.т нафти; розчиненого газу - 1296 млн. м3. Густина дегазованої нафти 840-968 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,8-1,0 мас.%.

Західно-Козіївське нафтове родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 10 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах схилу Охтирського виступу кристалічного фундаменту. Структура виявлена в 1963 р. і складається з тектонічних блоків, розділених скидами амплітудою 100-200 м; розміри площі продуктивності 5,5х1,4 км. Початковий дебіт нафти 127 т/добу. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1984 р. Режим покладів розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 2722 тис.т нафти; розчиненого газу - 1081 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,2 мас.%.

Козіївське нафтове родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 5 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини поблизу Охтирського виступу фундаменту. Підняття виявлене в 1960 р. Структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, ускладнену поперечними та поздовжніми скидами; розміри складки по ізогіпсі -3875 м 3,5х1,0 км, амплітуда 60 м. У 1975 р. з відкладів візейського ярусу в інтервалі 4034-4042 м одержано фонтанний приплив нафти дебітом 118 т/добу через штуцер діаметром 6 мм. Встановлена промислова нафтоносність відкладів серпуховського, візейського, турнейського та фаменського ярусів. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, рідше - літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1975 р. Режим покладів пружноводонапірний та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 4162 тис.т нафти; розчиненого газу - 1448 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,25-0,34 мас.%.

Качалівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 20 км від м. Богодухів. Знаходиться в межах півд.-сх. частини півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1976-77 рр. і являє собою брахіантикліналь з двома склепіннями, розміри яких по ізогіпсі: західного - 4200 м 2,5х1,5 км та східного - 0,8х0,7 км. Складка розбита поперечними і поздовжніми скидами. Перший промисловий приплив газу отримано в 1980 р. з інт. 4360-4382 м. Скупчення газу та нафти виявлені у візейських відкладах. Поклади пластові склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1987 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 189 тис.т нафти; конденсату - 95 тис. т. Густина дегазованої нафти 842 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,022 мас.%.

Сахалінське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1975 р. Структура являє собою куполовидну криптодіапірову складку з крутим півд. крилом; у нижній частині верхньовізейських відкладів розміри купола близько 6,0х5,0 км, амплітуда близько 450 м. У 1981 р. з відкладів серпуховського ярусу (інт. 4280-4308 м) отримано фонтан газу дебітом 143 тис. м3/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади нафти пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1984 р. Режим нафтових покладів - розчиненого газу та газової шапки, газоконденсатних - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1144 тис.т нафти; конденсату - 1094 тис. т. Густина дегазованої нафти 828-850 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,046-0,056 мас.%.

Карайкозівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 10 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1957-58 рр. Воно має форму брахіантикліналі півн.-зах. простягання, яка ускладнена поперечними і поздовжніми скидами. Розміри структури по ізогіпсі -4900 м 3,1х1,75 км, амплітуда 75 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1981 р. з відкладів серпуховського ярусу з інт. 4981-5196 м. Поклади нафти пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим нафтових покладів - розчиненого газу та водонапірний, газоконденсатних - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 390 тис.т нафти; запаси конденсату та розчиненого газу не підраховувались. Густина дегазованої нафти 804-851 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,018-0,41 мас.%.

Котелевське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 8 км від смт Котельва. Знаходиться в центральній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Котелевсько-Березівського структурного валу. Структура виявлена в 1957 р. і у відкладах нижнього карбону являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами в межах ізогіпси - 4580 м 10,0х4,2 км, амплітуда 150 м. Перший промисловий приплив газу отримано в 1976 р. з верхньосерпуховських відкладів з інт. 4608-4636 м. Поклади нафти пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1979 р. Початковий режим покладів - газовий, далі - водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 34536 млн. м3 газу; конденсату - 7319 тис. т.

Березівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Котелевсько-Березівського структурного валу. Структура виявлена в 1961-62 рр. Родовище пов'язане з Березівським і Західно-Березівським склепіннями, які є асиметричними брахіантикліналями півн.-зах. простягання; розміри по ізогіпсі Березівського склепіння - 4575 м 3,3х1,5 км, амплітуда 85 м, а Західно-Березівського - 3,7х2,2 км, амплітуда 140 м. Склепіння порушені поздовжніми скидами. Виявлені дві газоносні товщі: серпуховська (верхня) та візейська (нижня). Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано в 1979 р. з серпуховських відкладів з інт. 4635-4646 м. Колектори - пісковики. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1982 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 27125 млн. м3 газу; конденсату - 2985 тис. т.

Степове газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 18 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в центральній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Котелевсько-Березівського структурного валу. Структура виявлена в 1976-78 рр. і являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання, її розміри по ізогіпсі - 4775 м 4,7х1,8 км, амплітуда 80 м. Склепіння брахіантикліналі розчленоване двома поздовжніми скидами амплітудою 15-50 м на три окремі блоки. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано в 1980 р. з серпуховських відкладів (інт. 4862-4950 м). Поклади серпуховського ярусу масивно-пластові, тектонічно екрановані з різними газоводяними контактами в окремих блоках, а верхньовізейських горизонтів - пластові тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1988 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 3343 млн. м3 газу; конденсату - 344 тис. т.


Глинсько-Солохівський газонафтоносний район включає Мільківське, Леляківське, Левківське, Богданівське, Світличне, Гнідинцівське, Озерянське, Білоусівське, Чорнухинське, Мехедівсько-Голотівщинське, Луценківське, Свиридівське, Волошківське, Кампанське, Андріяшівське, Василівське, Рудівсько-Червонозаводське, Скоробагатьківське, Селюхівське, Яблунівське, Північно-Яблунівське, Червонолуцьке, Свистунківське, Глинсько-Розбишівське, Клинсько-Краснознаменське, Середняківське, Західно-Харківцівське, Східно-Харківцівське, Перевозівське, Комишнянське, Південно-Комишнянське, Західно-Кошовійське, Кошовійське, Сорочинське, Малосорочинське, Радченківське, Семиренківське, Західно-Солохівське, Солохівське, Охішнянське, Наташинське, Матвіївське, Рунівщинське, Східно-Полтавське, Гоголівське, Джерельне, Семенцівське, Байрацьке, Макарцівське, Абазівське родовища.

Мільківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 10 км від м. Прилуки. Знаходиться в приосьовій зоні зах. частини Дніпровсько-Донецької западини. Страктура виявлена в 1966-67 рр. Вона має куполоподібну форму, півд.-сх. крило зрізане скидовим порушенням, півн.-зах. блок структури гіпсометрично нижчий від півд.-сх.; розміри структури по ізогіпсі -1870 м 1,6х1,0 км, амплітуда 30 м. Перший промисловий приплив газу отримано з верхньовізейських відкладів у 1968 р. (інт. 3048-3053 м). Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі літологічно обмежені. Експлуатується з 1974 р. Режим нафтових покладів - водонапірний, газоконденсатних - пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1868 тис.т нафти; розчиненого газу - 595 млн. м3; газу - 1508 млн. м3; конденсату - 175 тис. т. Густина дегазованої нафти 750-830 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,059-0,34 мас.%.

Леляківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 8 км від смт Варва. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1954-61 рр. Структура є брахіантикліналлю півн.-зах. простягання, розміри її по ізогіпсі -1760 м 12,4х8,0 км, амплітуда до 120 м. Поклади нафти пов'язані з масивно-пластовими і пластовими пастками; газові скупчення склепінчасті, пластові, літологічно обмежені. Перший фонтанний приплив нафти дебітом 58,3 т/добу через діафрагму діаметром 7 мм отримано в 1962 р. з пермських відкладів з інт. 1875-1884 м. Експлуатується з 1964 р. Режим покладів водонапірний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 52364 тис.т нафти; розчиненого газу - 4360 млн. м3; газу - 963 млн. м3; конденсату - 156 тис. т. Густина дегазованої нафти 815-816 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,23-0,27 мас.%.

Богданівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 10 км від смт Варва. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1965 р. Структура являє собою брахіантикліналь субширотного простягання з соляним ядром, яка ускладнена діагональним скидом. ЇЇ розміри по ізогіпсі -2000 м і скиду 1,9х1,3 км, амплітуда 90 м. Перший промисловий приплив газу отримано з утворень московського ярусу в 1967 р. з інт. 2230-2243 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1968 р. Режим газоконденсатних покладів - пружний та пружноводонапірний, а нафтових - пружноводонапірний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 1151 тис.т нафти; газу - 758 млн. м3; конденсату - 61 тис. т. Густина дегазованої нафти 750-930 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,05-1,8 мас.%.

Гнідинцівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Чернігівській обл. на відстані 10 км від смт Варва. Знаходиться в зах. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1959 р. і являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами 4,7х3,7 км, амплітуда близько 100 м. У 1959 р. з пермських відкладів отримано фонтан нафти дебітом 164,7 т/добу через штуцер діаметром 7 мм (інт. 1767-1787 м). Встановлено нафтові скупчення у відкладах пермі і верхнього карбону і газоконденсатні - в породах нижнього карбону. Нафтові поклади масивно-пластові, стратиграфічно і літологічно обмежені або масивно-пластові, склепінчасті, літологічно обмежені; газоконденсатні - пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та частково літологічно обмежені. Режим нафтових покладів водонапірний, газоконденсатних - газоводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 - 38045 тис.т нафти; розчиненого газу - 1469 млн. м3; газу - 8306 млн. м3; конденсату - 814 тис. т. Густина дегазованої нафти 803-827 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,32-0,54 мас.%.

Білоусівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 12 км від смт Чорнухи. Знаходиться в приосьовій зоні півн.-зах. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах півн.-сх. крила Гнідинцівсько-Чорнухинського валу. Структура виявлена в 1964-65 рр. У візейських відкладах вона являє собою монокліналь, що занурюється у бік Срібнянської депресії. Перший промисловий приплив газу і конденсату отримано з нижньовізейських утворень в 1977 р. з інт. 4005-4008 м. Експлуатується з 1978 р. Всьго пробурено 16 пошукових та розвідувальних свердловин, якими розкрито розріз карбонатно-теригенних відкладів від четвертинних до девонських. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 679 млн. м3; конденсату - 263 тис. т.

Чорнухинське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 5 км від смт Чорнухи. Знаходиться в північно-західній частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Журавсько-Селюхівського валу. Підняття виявлене в 1953 р. Структура є асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання, півн.-сх. крило якої ускладнене скидовими порушеннями амплітудою 25-75 м. Розміри структури по ізогіпсі -2775 м 3,0х1,3 км, амплітуда до 30 м. Перший промисловий приплив газу і конденсату отримано з відкладів верхньовізейського під'ярусу нижнього карбону з інт. 2952-2960 м у 1957 р. Поклад пов'язаний з пластовою склепінчастою пасткою. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1964 р. Режим покладу водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 500 млн. м3; конденсату - 59 тис. т.

Мехедівсько-Голотівщинське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від смт Чорнухи. Знаходиться в приосьовій зоні півн.-зах. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах Свиридівської сідловини, яка розділяє Срібнянську та Жданівську депресії. Структура виявлена в 1983 р. і у верхньовізейській осадовій товщі являє собою монокліналь півн.-сх. простягання. Перший промисловий приплив газу і конденсату отримано з відкладів верхнього візе в1989 р. (інт. 5110-5215 та 5183-5204 м). Поклади пластові, літологічно обмежені і тектонічно екрановані. Початковий режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4360 млн. м3; конденсату - 470 тис. т.

Луценківське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від м. Лохвиця. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Свиридівської сідловини. Структура виявлена в 1968 р. і має вигляд структурного носа, в межах якого завдяки системі скидів амплітудою 25-50 м утворилась комбінована пастка розміром 12,0х5,0 км. Перший промисловий приплив газу і конденсату отримано з інт. 5116-5145 м у 1979 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4780 млн. м3; конденсату - 1270 тис. т.

Свиридівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 10 км від м. Лохвиця. Знаходиться в приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Свиридівської сідловини. Структура виявлена в 1960 р. і по відкладах нижнього карбону являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, ускладнену тектонічними порушеннями амплітудою 50 м; її розміри по ізогіпсі - 5250 м 8,0х7,0 км, амплітуда 150 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 5289-5300 м у 1988 р. Поклади пов'язані з пластовими тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Режим покладів пружноводонапірний. Експлуатується з 1991 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 7070 млн. м3; конденсату - 480 тис. т.

Волошківське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській та Чернігівській областях на відстані 25 км від смт Талалаївка. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півн. схилу Срібнянської депресії. Структура виявлена в 1973 р. Родовище знаходиться в межах монокліналі, яка занурюється в півд.-зах. напрямку під кутом 8-10о і порушена згідним скидом амплітудою 40-50 м. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з верхньовізейських відкладів з інт. 4910-4952 м у 1983 р. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1984 р. Всього пробурено 19 свердловин, які розкрили розріз карбонатно-теригенних г.п. від четвертинних до нижньокам'яновугільних. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5661 млн. м3; конденсату - 1413 тис. т.

Андріяшівське газоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 24 км від м. Ромни. Знаходиться в приосьовій зоні центр. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах півн.-зах. закінчення Глинсько-Розбишівського валу. Підняття виявлене в 1962 р. Структура є наскрізною асиметричною брахіантикліналлю зах. простягання, розміри в межах ізогіпси - 4650 м 5,9х2,1 км, амплітуда 170 м. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з г.п. верхнього візе з інт. 4690-4726 м в 1982 р. Поклади склепінчасті, пластові, тектонічно екрановані, деякі літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1985 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 27781 млн. м3; конденсату - 5527 тис. т.

Рудівсько-Червонозаводське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 17 км від м. Лохвиця. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Свиридівської сідловини. Структура виявлена в 1968 р. В межах родов. виділяють Рудівську брахіантикліналь півн.-зах простягання (розміри по ізогіпсі - 4900 м 6,2х3,6 км, амплітуда 60 м), Червонозаводський структурний ніс, вісь якого орієнтована в субширотному напрямку, та окремі блоки. Заг. розміри площі газонасичення 15,6х6,5 км. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з г.п. верхнього візе з інт. 4698-4707 м в 1986 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені, деякі пластові, склепінчасті. Експлуатується з 1987 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 36154 млн. м3; конденсату - 3071 тис. т.

Скоробагатьківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 5 км від м. Лохвиця. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півн. схилу Жданівської депресії. Підняття виявлене в 1981 р. Структура є криптодіапіровою брахіантикліналлю субширотного простягання, порушена скидами амплітудою до 600 м. Розміри складки в г.п. верхнього візе в межах ізогіпси - 4500 м 4,5х3,0 км. Перший промисл. приплив вуглеводнів отримано в 1984 р. з відкладів сер. карбону в інтервалі 3370-3380 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1993 р. Режим нафтових покладів - водонапірний, газоконденсатних - пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 100 тис. т; газу - 11380 млн. м3; конденсату - 858 тис. т. Густина дегазованої нафти 860 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,71 мас.%.

Яблунівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 17 км від м. Лохвиця. Знаходиться в північно-західній частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півд. схилу Жданівської депресії. Підняття виявлене в 1972-74 рр. Структура є брахіантикліналлю півн.-зах. простягання, ускладнена скидами (розміри в межах ізогіпси -5000 м 11,0х5,0 км, амплітуда 600 м). Перший промисл. приплив газу одержано в 1977 р. з інт. 5011-5101 м. Скупчення вуглеводнів пов'язані з пластовими, масивно-пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими і частково літологічно обмеженими пастками. Експлуатується з 1983 р. Режим газоконденсатних покладів - газовий, нафтових - водонапірний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 2836 тис. т; розчиненого газу - 156 млн. м3; газу - 105199 млн. м3; конденсату - 9460 тис. т. Густина дегазованої нафти 826-967 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,14-2,45 мас.%.

Свистунківське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 25 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини між Глинсько-Розбишівським валом і Жданівською депресією. Структура виявлена в 1988 р. і характеризується моноклінальним заляганням пластів з кутами нахилу до 12 градусів у півд. напрямку, з півн. вона обмежена скидом амплітудою понад 150 м. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано в 1992 р. з верхньовізейських відкладів з інт. 5743-5755 м. Поклади пластові і пов'язані з тектонічно екранованими по піднесенню пластів пастками. Початковий режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1 газу - 580 млн. м3;

Глинсько-Розбишівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській та Полтавській обл. на відстані 30 км від м. Ромни. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1952-53 рр. Криптодіапірове підняття має півн.-зах. простягання та ускладнене двома склепіннями, його розміри в межах ізогіпси - 3700 м 13,0х5,0 км. Найбільшим за пл. і вис. є Погарщинське склепіння (брахіантикліналь півн.-зах. простягання, в межах ізогіпси - 3520 м 7,5х3,4 км, амплітуда понад 400 м), розташоване у пермських і кам'яновуг. відкладах. В 1958 р. з пермсько-верхньокам'яновуг. г.п. з інт. 1880-1890 м одержано фонтан нафти дебітом 142 т/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади пластові і масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1959 р. Режим нафт. покладів пружноводонапірний, газоконденсатних - газоводонапірний та газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 25275 тис. т; розчиненого газу - 2267 млн. м3; газу - 11241 млн. м3; конденсату - 601 тис. т. Густина дегазованої нафти 838-872 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,21-0,66 мас.%.

Клинсько-Краснознаменське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 10 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Глинсько-Розбишівського валу. Структура виявлена в 1952 р. Клинське склепіння у візейських утвореннях являє собою асиметричну брахіантиклінальну криптодіапірову складку субширотного простягання з внутрішньовізейським рівнем прориву девонської солі; її розміри 3,3х1,8 км, амплітуда 200-250 м. Краснознаменське склепіння - асиметрична брахіантикліналь зах. простягання розмірами 4,4х1,3 км. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 4161-4300 м у 1972 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, екранованими соляним штоком, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Експлуатується з 1978 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 9955 млн. м3; конденсату - 995 тис. т.

Середняківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 18 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Глинсько-Розбишівського структурного валу. Підняття виявлене в 1952-53 рр. У відкладах палеозою складка являє собою півд.-сх. перикліналь брахіантиклінальної складки півн.-зах. простягання, склепінчаста, частина якої зруйнована Петрово-Роменським соляним штоком. Розміри продуктивної площі 5,0х1,5 км. У 1974 р. з верхньовізейських відкладів з інт. 4528-4540 м отримано фонтан нафти дебітом 56,7 т/добу через штуцер діаметром 10 мм. Поклади нафти пов'язані з пластовими тектонічно екранованими, а газоконденсату - також і літологічно обмеженими пастками. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1980 р. Режим нафтових покладів - пружноводонапірний, газоконденсатних - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 162 тис. т; розчиненого газу - 161 млн. м3; газу - 432 млн. м3; конденсату - 74 тис. т.

Західно-Харківцівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Глинсько-Розбишівського структурного валу. Підняття виявлене в 1954 р. Структура є брахіантикліналлю півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі -4840 м 3,6х2,5 км, амплітуда 90 м. У 1970 р. з інт. 4590-4800 м отримано фонтан нафти дебітом 76 т/добу. Поклади пластові, склепінчасті. Колектори - пісковики. Режим нафтових покладів - газоводонапірний, газоконденсатних - газовий. Експлуатується з 1971 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 453 тис. т; розчиненого газу - 329 млн. м3; газу - 1090 млн. м3; конденсату - 107 тис. т. Густина дегазованої нафти 804-840 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,019-0,11 мас.%.

Східно-Харківцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 23 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Глинсько-Розбишівського валу. Структура виявлена в 1972 р. і являє собою у нижньокам'яновугільних відкладах брахіантикліналь півд.-сх. простягання; розміри складки в межах ізогіпси - 4700 м 4,5х2,8 км, амплітуда 90 м. У 1973 р. з відкладів верхнього візе з інт. 4786-4815 м отримано фонтан газу дебітом 44,1 тис. м3 і конденсату 60 т на добу. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими пастками. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1980 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6304 млн. м3; конденсату - 2443 тис. т.

Перевозівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 22 км від м. Гадяч. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Лютенської сідловини. Підняття виявлене в 1979 р., його розміри в межах ізогіпси - 6125 м 4,6х2,8 км. Структура є малоамплітудною брахіантикліналлю субширотного простягання. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано в 1990 р. з візейських відкладів з інт. 6222-6300 м. Поклади пластові, склепінчасті. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1205 млн. м3; конденсату - 59 тис. т.

Комишнянське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 22 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах групи структурних елементів, що простягаються вздовж півд.-сх. борту Жданівської депресії. Структура виявлена в 1948 р. Візейські відклади залягають у вигляді структурного носа, розміщеного в окремому тектонічному блоці. Розміри продуктивної площі в межах скидових порушень 6,9х5,7 км. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано в 1984 р. з верхньовізейських відкладів з інт. 5797-5827 м. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3329 млн. м3; конденсату - 537 тис. т.

Південно-Комишнянське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 28 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах групи структур, що простягаються вздовж півд. борту Жданівської депресії. Структура виявлена в 1978 р. і являє собою малоамплітудну куполоподібну складку, зрізану порушенням на півд. сході. Перший промисл. приплив газу отримано в 1984 р. з інт. 5136-5176 м. Всього пробурено 4 свердловини, якими розкрито г.п. від четвертинних до нижньовізейсько-турнейських нижнього карбону. Поклади пластові, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6631 млн. м3; конденсату - 1859 тис. т.

Західно-Кошовійське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 21 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини між Жданівською та Миргородською депресіями. Бакумівський структурний ніс, що розкривається на південь і обмежений з півд., зах. і сх. скидовими порушеннями, виявлений у 1978 р. В межах порушень і ізогіпси - 5700 м розміри носа 3,1х2,0 км. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано в 1983 р. з верхньовізейських відкладів з інт. 5784-5794 м. Поклади пластові, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1664 млн. м3; конденсату - 304 тис. т.

Кошовійське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від м. Миргород. Знаходиться в приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах півд. крила Лютенської сідловини. Підняття виявлене в 1969 р. Структура являє собою невелику брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 5450 м 3,8х2,0 км. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано в 1978 р. з інт. 5542-5622 м. Поклади пластові, склепінчасті, літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1135 млн. м3; конденсату - 48 тис. т.

Сорочинське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півн. схилу Малосорочинсько-Радченківського структурного валу. Структура виявлена в 1976 р. Пласти верхньовізейського під'ярусу залягають моноклінально, системою субмеридіональних та субширотних порушень амплітудою 50-100 м вони розчленовані на окремі тектонічні блоки. Розміри покладу 7,1х2,3 км. Перший промисл. приплив газу і конденсату одержано з відкладів верхнього візе в 1982 р. з інт. 4000-4020 м. Поклади пластові, тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1107 млн. м3; конденсату - 191 тис. т.

Малосорочинське нафтогазове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 12 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Малосорочинсько-Радченківського структурного валу. Підняття виявлене в 1951 р. Структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання з соляним ядром, розміри її по ізогіпсі - 2320 м 3,6х1,3 км. Перші промисл. припливи газу отримано в 1969 р. з інт. 2250-2258 та 2303-2319 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1971 р. Режим покладів водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 119 тис. т; газу - 181 млн. м3. Густина дегазованої нафти 851-861 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,096-0,151 мас.%.

Радченківське нафтогазове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Малосорочинсько-Радченківського структурного валу. Підняття виявлене в 1947 р. У мезо-кайнозойських відкладах структура являє собою асиметричну брахіантикліналь, півд.-сх. перикліналь якої ускладнена Лейківським соляним штоком. Поздовжніми скидами структура розчленована на тектонічні блоки. Структурний план мезозойських відкладів зміщується на півн. схід відносно кам'яновугільного. Перший промисл. приплив газу отримано з тріасових відкладів у 1950 р. з інт. 1193-1198 м. Поклади пластові та масивно-пластові склепінчасті тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим нафтових покладів - газовий та газоводонапірний, газових - газовий та водонапірний. Експлуатується з 1957 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 956 тис. т; розчиненого газу - 349 млн. м3; газу - 2481 млн. м3. Густина дегазованої нафти 830-861 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,05-0,11 мас.%.

Семиренківське газоконденсатне родовище - розташоване в Шишацькому районі Полтавської обл. Знаходиться в осьовій зоні центр. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах півн.-зах. продовження Солохівсько-Диканського структурного валу. Структура виявлена в 1966 р. і має форму симетричної брахіантикліналі півн.-зах. простягання. Її розміри по ізогіпсі - 5200 м 4,5х2,9 км, амплітуда 120 м. У 1990 р. з відкладів верхнього візе з інт. 5329-5366 м отримано фонтан газу дебітом 191 тис. м3 і конденсату - 31,2 т на добу через діафрагму діаметром 14 мм. Поклади масивно-пластові, пластові тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 7620 млн. м3; конденсату - 721 тис. т.

Західно-Солохівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 25 км від м. Зіньків. Знаходиться в приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Солохівсько-Диканського валу. Структура виявлена в 1964 р. і у верхньовізейських відкладах являє собою півн.-зах. перикліналь Солохівської складки, а у нижньовізейських - окрема антикліналь. Її розміри по ізогіпсі - 5450 м 4,5х2,5 км, амплітуда близько 100 м. Перший промисл. приплив газу отримано з верхньовізейських відкладів з інт. 3485-3544 м у 1972 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1973 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4032 млн. м3; конденсату - 571 тис. т.

Солохівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 10 км від смт Опішня. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Солохівсько-Диканського структурного валу. Підняття виявлене в 1952 р. Структура є криптодіапіровою брахіантикліналлю субширотного простягання, ускладненою різноорієнтованими скидами амплітудою до 200 м. Розміри підняття в утвореннях юри 12,0х5,0 км, амплітуда 70 м, а по покрівлях візейського продуктивного горизонту - 11,0х4,0 км, амплітуда понад 500 м. Перший промисл. приплив газу отримано з утворень байоського ярусу середньої юри з інт. 848-855 м у 1954 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1961 р. Режим покладів пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 14508 млн. м3; конденсату - 493 тис. т.

Опішнянське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 36 км від м. Зіньків. Знаходиться в центрі Дніпровсько-Донецької западини в межах Солохівсько-Диканського структурного валу. Підняття виявлене в 1968 р. У відкладах нижнього карбону структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання з соляним ядром, її розміри по ізогіпсі - 4400 м 7,8х4,0 км. Системою поздовжніх та поперечних скидів амплітудою 20-200 м структура розмежована на тектонічні блоки. Перший промисл. приплив газу і конденсату отримано з г.п. верхнього візе з інт. 3695-3710 м у 1969 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими та літологічно обмеженими пастками. Експлуатується з 1972 р. Режим покладів газовий та пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 480 тис. т; розчиненого газу - 19 млн. м3; газу - 42454 млн. м3; конденсату - 950 тис. т. Густина дегазованої нафти 872 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,067 мас.%.

Матвіївське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 30 км від м. Полтава. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Солохівсько-Диканського структурного валу. Підняття виявлене в 1952 р. і в нижньокам'яновугільних відкладах являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, ускладнену поперечними скидами амплітудою 100-150 м; її розміри по ізогіпсі - 3700 м 4,0х3,2 км, амплітуда 120 м. У 1974 р. з відкладів серпуховського ярусу з інт. 3808-3826 м отримано фонтан газу дебітом 74,9 тис. м3/добу через штуцер діаметром 10 мм. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими та літологічно обмеженими пастками. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1986 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 164 тис. т; розчиненого газу - 43 млн. м3; газу - 31676 млн. м3; конденсату - 1409 тис. т.

Східно-Полтавське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 10 км від м. Полтава. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1959 р. У відкладах нижнього карбону структура є асиметричною брахіантикліналлю півд.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 4420 м 8,0х6,0 км, амплітуда 130 м. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів середнього карбону з інт. 4810-4860 м у 1974 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 10660 млн. м3; конденсату - 560 тис. т.

Гоголівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 17 км від смт Шишаки. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1964 р. Підняття являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 4100 м 5,7х3,9 км, амплітуда до 50 м. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з верхньосерпуховських відкладів з інт. 4206-4235 м у 1970 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1972 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4816 млн. м3; конденсату - 964 тис. т.

Семенцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 22 км від м. Полтава. Знаходиться в приосьовій зоні центр. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах півд.-зах. схилу Кротенківської депресії. Підняття виявлене в 1961 р. Структура є асиметричною брахіантикліналлю півн.-зах. простягання, порушеною скидами амплітудою 25-100 м; її розміри 11,0х6,3 км, амплітуда 200 м. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 4175-4195 м у 1978 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими пастками. Режим покладів газовий та пружноводонапірний. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1981 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 15680 млн. м3; конденсату - 2202 тис. т.

Байрацьке газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 22 км від м. Полтава. Знаходиться в приосьовій зоні центр. частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1958 р. і являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання, ускладнену поперечними та поздовжніми скидами амплітудою 25-130 м, її розміри по ізогіпсі - 4600 м 3,6х2,7 км, амплітуда понад 100 м. У 1992 р. з верхньосерпуховських відкладів з інт. 4682-4686 м отримано фонтан газу дебітом 933 тис. м3 і конденсату - 102 т на добу через штуцер діаметром 14 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1640 млн. м3; конденсату - 100 тис. т.

Макарцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Полтава. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Семенцівсько-Мачуської групи структур. Абазівське і Макарцівське підняття, розділені субмеридіональним скидом амплітудою 100-200 м, виявлені в 1960 і 1978 рр. Макарцівська структура розділена поздовжніми скидами на 3 блоки, кожному з яких притаманна самостійна гідродинамічна система. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з відкладів серпуховського ярусу з інт. 4764-4779 м у 1978 р. Поклади пластові, пов'язані з тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 600 млн. м3; конденсату - 39 тис. т.

Абазівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від м. Полтава. Знаходиться в приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Семенцівсько-Мачуської групи піднять. Структура виявлена в 1959 р. Продуктивними є горизонти верхньосерпуховського під'ярусу, що залягають у вигляді структурного носа (20% продукт. площі). Решта цієї площі - монокліналь, обмежена з усіх боків тектонічними порушеннями амплітудою 70-200 м. Розміри блоку 5,3х2,8 км. Перший промисл. приплив газу отримано з серпуховських утворень з інт. 4370-4390 м у 1977 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1979 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 32985 млн. м3; конденсату - 2250 тис. т.


Антонівсько-Білоцерківський нафтогазоносний район включає Кибинцівське та Сагайдацьке родовища.

Кибинцівське нафтове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 12 км від м. Миргород. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Висачківсько-Ромоданівського структурного валу. Підняття виявлене в 1951 р. Структура являє собою витягнуту в півд.-сх. напрямку перикліналь Ромоданівської соляної складки розмірами 5,0х3,0 км. В її межах виділяють невелику брахіантикліналь. Перший промисл. приплив нафти отримано з інт. 1570-1610 м у 1958 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1959 р. Колектори - пісковики. Режим покладів пружний та пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 294 тис. т. Вміст сірки у нафті 0,52-0,67 мас.%.

Сагайдацьке нафтогазове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Шишаки. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1951 р. Структура є наскрізною асиметричною брахіантикліналлю розмірами 2,0х1,2 км, ускладненою скидами амплітудою 25-150 м. Перший промисл. приплив нафти отримано з відкладів московського ярусу середнього карбону з інт. 1048-1050 м у 1955 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1955 р. Колектори - пісковики. Режим покладів водонапірний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 410 тис. т; розчиненого газу - 21 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,74 мас.%.


Рябухинсько-Північно-Голубівський газоносний район включає Мар'їнське, Краснокутське, Кисівське, Коломацьке, Шуринське, Безпалівське, Білозірське, Волохівське, Південно-Граківське, Борисівське, Шевченківське, іскрівське, Вишневське, Північно-Голубівське, Максальське газоконденсатні родовища.

Мар'їнське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від м. Валки. Знаходиться в півн. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах півд.-сх. частини Високопільського виступу. Підняття виявлене в 1982 р. У нижньокам'яновугільних відкладах структура являє собою брахіантикліналь субширотного простягання з чітко вираженим склепінням і перикліналями. Її розміри по ізогіпсі - 4700 м 2,5х1,5 км, амплітуда 100 м. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 4876-4880 м у 1987 р. Поклади пластові, пов'язані з склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 710 млн. м3.

Краснокутське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 20 км від м. Краснокутськ. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1965 р. Структура являє собою брахіантикліналь субширотного простягання розмірами по ізогіпсі - 5300 м 7,0х3,5 км, амплітуда до 200 м. У 1976 р. з нижньосерпуховських відкладів з глибини 5197 м отримано відкритий фонтан газу дебітом близько 1,5-2,0 млн. м3/добу. Поклади пов'язані з склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Експлуатується з 1990 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1350 млн. м3; конденсату - 58 тис. т.

Кисівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 26 км від м. Валки. Знаходиться в центр. частині півн. приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1979-80 рр. Поклад пов'язаний з структурним носом субмеридіонального простягання, ускладненим серією скидів. Його розміри 3,5х2,5 км, амплітуда 300 м. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з серпуховських відкладів з інт. 5150-5159 м у 1987 р. Поклад пластовий, тектонічно екранований та літологічно обмежений. Колектори - пісковики. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 740 млн. м3; запаси конденсату не підраховувалися.

Коломацьке газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 10 км від м. Валки. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1952 р. У кайнозойських відкладах по підошві мергелів київської світи структура є великою пологою брахіантикліналлю півн.-сх. простягання, у мезозойських відкладах це аналогічна складка розмірами по ізогіпсі - 800 м 10,0х24,0 км, амплітуда 40 м. Структура розчленована на блоки поздовжніми та поперечними скидами амплітудою до 200 м. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з інт. 5455-5467 м у 1990 р. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 500 млн. м3.

Волохівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 35 км від м. Балаклія. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1967 р. і у відкладах середнього карбону являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання. Розміри складки по ізогіпсі - 3200 м 2,5х1,5 км, амплітуда близько 60 м. На різних стратиграфічних рівнях карбону будова структури суттєво змінюється. В 1968 р. з відкладів московського ярусу з інт. 2913-3064 м отримано фонтан газоконденсатної суміші дебітом 272 тис. м3/добу через штуцер діаметром 13 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1976 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5814 млн. м3; конденсату - 185 тис. т.

Південно-Граківське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 23 км від м. Чугуїв. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1979 р. Родовище пов'язане з системою блоків, похованих під мезозойськими відкладами. Продуктивними є два з них - півн., розмірами 8,0х2,2 км, та півд. блок, пласти якого утворюють невеликий структурий ніс розмірами 7,5х1,2 км. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з відкладів верхнього візе з інт. 4165-4175 м у 1984 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1988 р. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2140 млн. м3; конденсату - 104 тис. т.

Борисівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 12 км від смт Шевченкове. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Граківсько-Борисівської групи структур. Структура виявлена в 1974-82 рр. Пласти утворюють структурний ніс, обмежений з півн. сходу скидом. Амплітуда порушення 50-150 м. Розмір пастки по ізогіпсі - 1800 м 8,5х1,5 км, амплітуда 125 м. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 1865-1882 м у 1984 р. Поклад пластовий, тектонічно екранований. Колектори - кварцові та кварцово-польовошпатові дрібнозернисті пісковики. Режим покладу пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 740 млн. м3; конденсату - 22 тис. т.

Шевченківське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. поблизу смт Шевченкове. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структурний ніс виявлено в 1951 р. У палеозойському комплексі підняття являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 3320 м 3,5х2,5 км. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів верхнього візе з інт. 3401-3432 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1019 млн. м3; конденсату - 24 тис. т.

іскрівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 11 км від смт Шевченкове. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Шевченківської структурної ділянки. Структура виявлена в 1982 р. Підняття є похованою під мезозойськими відкладами брахіантикліналлю з двома склепіннями. Крила та перикліналі структури порушені скидами амплітудою 20-70 м, розміри підняття в їх межах 4,2х1,9 км; амплітуда склепінь не перевищує 15 м. Перший промисл. приплив газу отримано з верхньовізейських відкладів з інт.3554-3580 м у 1987 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Колектори - пісковики та алевроліти. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1314 млн. м3; конденсату - 110 тис. т.

Вишневське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від м. Балаклія. Знаходиться в півн. прибортовій зоні півд.-сх. частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1978-80 рр. Відклади середнього та нижнього карбону залягають у вигляді структурного носа півн.-зах. простягання. Системою розломів амплітудою 35-65 м він розбитий на блоки, найвище гіпсометричне положення з яких має півд. блок. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з утворень московського ярусу з інт. 2950-2970 м у 1985 р. Поклади знаходяться у тектонічно екранованих пастках. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1993 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5745 млн. м3; конденсату - 289 тис. т.

Максальське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від смт Шевченкове. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1963 р. Відклади московського ярусу залягають у вигляді структурного носа півд. простягання, ускладненого системою діагональних скидів амплітудою 50-150 м. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з відкладів серпуховського ярусу з інт. 3439-3443 м у 1991 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1994 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1070 млн. м3; конденсату - 39 тис. т.


Машівсько-Шебелинський газоносний район включає Машівське, Чутівське, Розпашнівське, Новоукраїнське, Ланнівське, Західно-Хрестищенське, Червоноярське, Західно-Старовірівське, Ведмедівське, Східно-Ведмедівське, Котлярівське, Мелехівське, Західно-Єфремівське, Єфремівське, Західно-Соснівське, Кегичівське, Шебелинське родовища.

Машівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 5 км від смт Машівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття, розчленоване скидами амплітудою 150-900 м на тектонічні блоки, виявлене в 1952 р. У пермських та кам'яновугільних утвореннях структура є асиметричною брахіантикліналлю субширотного простягання з грибовидним передмезозойським соляним діапіром у склепінчастій частині, її розміри 7,8х2,8 км, амплітуда 1000 м. У 1962 р. під час буріння свердловини при глибині 3328 м з підсольових утворень пермі стався відкритий фонтан газу. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1968 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 40060 млн. м3; конденсату - 1431 тис. т.

Чутівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 35 км від м. Полтава. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Чутівсько-Розпашнівського структурного валу. Підняття виявлене в 1954 р. Пробуреними свердловинами розкрито розріз карбонатно-теригенних відкладів від четвертинних до середньокам'яновугільних, а також солі пермського та девонського віку. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів пермі та середнього карбону з інт. 3228-3322 м та 2994-3110 м у 1976 р. Поклади пластові або масивно-пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 12095 млн. м3; конденсату - 59 тис. т.

Розпашнівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Карлівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Чутівсько-Розпашнівського структурного валу. Структура виявлена в 1953 р. і являє собою моноклінальний блок (розміри в межах контура газоносності 6,2х1,75 км), обмежений з зах. та сх. скидами, а з півн. - сіллю Розпашнівського штоку. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 4037-4259 м у 1973 р. Поклади масивно-пластові, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1976 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 51400 млн. м3; конденсату - 1571 тис. т.

Новоукраїнське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від м. Чутове. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Чутівсько-Розпашнівського соляного валу. Новоукраїнський блок виявлений у 1970 р. Структура являє собою приштокову монокліналь, що занурюється на сх. у напрямку Степанівської депресії, обмежену з півд., півн. та зах. соляним діапіром. У межах монокліналі виділяють два різні за будовою блоки, розділені субмеридіональним конседиметаційним скидом амплітудою 450 м. У 1975 р. з відкладів башкирського ярусу середнього карбону з інт. 3812-4294 м отримано перший промисловий приплив нафти. Поклади пластові або масивно-пластові, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1977 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 725 тис. т; розчиненого газу - 141 млн. м3; газу - 4605 млн. м3; конденсату - 145 тис. т. Густина дегазованої нафти 851 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,2726 мас.%.

Ланнівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській та Харківській областях на відстані 7 км від м. Красноград. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1963-64 рр. і являє собою у відкладах пермі антикліналь півд.-сх. простягання, розташовану під козирком верхньоланнівського соляного штоку. Розміри структури по ізогіпсі - 3500 м 4,3х3,1 км, амплітуда 310 м. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів верхнього карбону з інт. 3911-3931 м у 1965 р. Поклади пластові, склепінчасті, літологічно обмежені, екрановані з півн. заходу сіллю діапіра. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1971 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5862 млн. м3; конденсату - 103 тис. т.

Західно-Хрестищенське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від м. Красноград. Приурочене до центр. тектоніч. зони Дніпровського ірабену. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського валу. Підняття (міжкупольна структура, похована під комплексом мезокайнозойських відкладів) виявлене в 1952 р. У пермсько-кам'яновугільних відкладах структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, півд.-сх. частина якої повністю зруйнована Хрестищенським соляним штоком. Розміри підняття у верхах карбону 11,0х5,2 км, амплітуда 800 м. У 1968 р. з інт. 3728-3735 м отримано фонтан газу дебітом 1038 тис. м3/добу. Продуктивні відклади верх. карбону - ниж. пермі. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Газоносними є порові і порово-тріщинні пісковики. Пористість 12 -15%, проникність 1-334 мД. Покрівля покладу на абс. відмітці мінус 2557 м, ГВК - мінус 3720 м. Висота покладу 1163 м. Поч. пластовий тиск 41,8 МПа, t 82 оС. Вміст СН4 92%, N2 до 1,5%, конденсату - 64-78 г/м3. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1970 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 335100 млн. м3; конденсату - 13289 тис. т.

Червоноярське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 16 км від м. Красноград. Знаходиться в сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського структурного валу. Структура виявлена в 1973-76 рр. Відклади пермі і верхнього карбону занурені на півн. від Хрестищенського соляного штоку і обмежені скидами. Розміри блоку по ізогіпсі - 3750 м 2,1х0,9 км. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з відкладів араукаритової світи верхнього карбону з інт. 3530-3570, 3645-3680 м. Поклад масивно-пластовий, тектонічно екранований з нафтовою облямівкою. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1981 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2982 млн. м3; конденсату - 112 тис. т.

Західно-Старовірівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від м. Красноград. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського структурного валу. Підняття виявлене в 1947 р. У відкладах гжельського ярусу верхнього карбону структура є асиметричною брахіантикліналлю субширотного простягання, ускладненою на перикліналях Хрестищенським та Старовірівським соляними діапірами. Розміри підняття по ізогіпсі - 4000 м 7,7х2,2 км, амплітуда понад 250 м. У 1969 р. з верхньокам'яновугільних відкладів з інт. 3892-4048 м отримано фонтан газу дебітом 50,5 тис. м3/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади пластові, склепінчасті, літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 515 млн. м3; конденсату - 5 тис. т.

Ведмедівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 30 км від смт Нова Водолага. Знаходиться в сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського валу. Структура виявлена в 1966 р. У відкладах мезозою це антиклінальна структура, утворена Ведмедівським соляном штоком, а у палеозої - брахіантиклінальна складка субширотного простягання, склепіння якої частково зруйноване соляним діапіром з передтріасовим рівнем підняття. Західна периклінальна частина палеозойської складки має розміри по ізогіпсі - 4000 м 5,5х4,5 км, амплітуда близько 650 м. У 1966 р. з відкладів пермі з інт. 2982-3000 м отримано фонтан газу дебітом 207 тис. м3/добу через діафрагму діаметром 8 мм. Поклади масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 49078 млн. м3; конденсату - 1774 тис. т.

Східно-Ведмедівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 22 км від смт Нова Водолага. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського структурного валу. Структура виявлена в 1970-71 рр. По покрівлі картамиської світи пермі вона являє собою антикліналь широтного простягання, сх. перикліналь якої зруйнована соляним штоком. Девонські соляні маси піднялись до тріасових відкладів, сформувавши козирьок. Розміри підняття по ізогіпсі -3300 м і діагонального порушення 2,2х1,6 км. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів авіловської світи верхнього карбону з інт. 3763-3803 м у 1976 р. Поклад масивно-пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований та літологічно обмежений. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1978 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2507 млн. м3; конденсату - 114 тис. т.

Котлярівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Кегичівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського структурного валу. Структура виявлена в 1971 р. і являє собою монокліналь, що занурюється в півд.-сх. напрямку від Ведмедівського соляного штоку. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів картамиської світи з інт. 3810-4076 м у 1979 р. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований та літологічно обмежений. Режим покладів газовий. Колектори - пісковики. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 775 млн. м3.

Мелехівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 25 км від смт Нова Водолага. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського валу. Структура виявлена в 1964 р. і являє собою у верхньокам'яновугільних відкладах брахіантикліналь субширотного простягання з широким склепінням та крутими крилами. Розміри підняття по ізогіпсі -3700 м 6,2х4,2 км, амплітуда 450 м. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів асельського ярусу пермі з інт. 2640-2648 м у 1967 р. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1973 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 60852 млн. м3; конденсату - 2222 тис. т.

Єфремівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 12 км від м. Первомайськ. Знаходиться в приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Хрестищенсько-Єфремівського валу. Структура виявлена в 1964 р. По покрівлі картамиської світи підняття являє собою брахіантикліналь субширотного простягання, сх. і зах. перикліналі якої ускладнені Єфремівським та Західно-Єфремівським соляними штоками, а присклепінчаста частина порушена скидами переважно субмеридіонального простягання. Розміри структури по ізогіпсі - 3300 м. 2х5,8 км, амплітуда 1500 м. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів микитівської світи пермі з інт. 2448-2520 м у 1965 р. Поклад масивно-пластовий, екранований соляними штоками та хемогенними відкладами пермі. Експлуатується з 1967 р. Газ - метановий (88,6...93,7 %) надходить до газопроводу Шебелинка - Київ. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 109970 млн. м3; конденсату - 2595 тис. т.

Західно-Соснівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 10 км від м. Красноград. Знаходиться в приосьовій зоні півд.-сх. частини Дніпровсько-Донецької западини в межах Соснівсько-Біляївського структурного валу. Підняття виявлене в 1952-53 рр. У відкладах картамиської світи складка є симетричною брахіантикліналлю субширотного простягання з широким склепінням. Її розміри по ізогіпсі - 3500 м 8,0х4,0 км. Перший промисл. приплив газу отримано з пермських відкладів з інт. 3465-3738 м у 1966 р. Поклад масивно-пластовий, склепінчастий, з складним контуром, зумовленим заміщенням пісковиків глинистими породами та сіллю. Експлуатується з 1969 р. Режим покладу газоводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5766 млн. м3; конденсату - 149 тис. т.

Кегичівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 35 км від м. Красноград. Знаходиться в півд.-сх. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Соснівсько-Біляївського структурного валу. Структура виявлена в 1953 р. У розрізі палеозою вона є похованим міжкупольним підняттям; по покрівлі картамиської світи це брахіантикліналь субширотного простягання, сх. перикліналь якої зруйнована Павлівським соляним штоком. Розміри структури по ізогіпсі - 2700 м 7,1х4,3 км. У 1963 р. в процесі буріння свердловини з пермських відкладів при глибині вибою 1973 м стався потужний викид газу. Колектори - карбонатні кавернозно-тріщинуваті породи микитівської світи та порові піщано-алевритові - картамиської і араукаритової світ. Експлуатується з 1965 р. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 20914 млн. м3; конденсату - 434 тис. т.

Шебелинське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 5 км від м. Балаклія. Знаходиться в приосьовій зоні сх. частині Дніпровсько-Донецької западини, в прикордонній смузі з півн. пробортовою зоною. Підняття виявлене в 1947 р. Структура являє собою асиметричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання. Її розміри по покрівлі картамиської світи в контурі газоносності 29,0х10,5 км, амплітуда 1000-1200 м. У 1950 р. виявлена промислова газоносність відкладів пермі (інт. 1463-1484 м). Пізніше уточнена газоносна товща на глибині 1300...2500 м у теригенних відкладах кам'яновугільного і пермського віку. Поклад масивно-пластовий, склепінчастий. Експлуатується з 1956 р. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу (метан) - 650000 млн. м3; конденсату - 8320 тис. т.


Руденківсько-Пролетарський нафтогазоносний район включає Мачуське, Лиманське, Горобцівське, Зачепилівське, Решетниківське, Суходолівське, Руденківське, Степне, Новогригорівське, Розумівське, Гнатівське, Новомиколаївське (Мовчанівське), Михайлівське, Юр'ївське, Гупалівське, Дмухайлівське, Мусієнківське, Кременівське, Рясківське, Виноградівське, Новоселівське, Східно-Новоселівське, Личківське, Пролетарське, Перещепинське, Голубівське, Східно-Голубівське, Багатойське, Катеринівське, Левенцівське родовища.

Мачуське газове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 8 км від м. Полтава. Знаходиться в півд. приосьовій зоні Дніпровсько-Донецької западини у межах сх. частини Гоголівсько-Абазівської групи піднять. Структура виявлена в 1978 р. Підняття являє собою симетричну куполоподібну брахіантикліналь, поховану під відкладами верхнього візе; її розміри по ізогіпсі - 5300 м 4,7х3,8 км, амплітуда 310 м. Перший промисл. приплив газу отримано з турнейської карбонатної товщі з інт. 5190-5247 м у 1983 р. Поклади масивно-пластові, склепінчасті, літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 10260 млн. м3.

Лиманське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 16 км від смт Решетилівка. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Структурна тераса виявлена в 1952 р. Родовище пов'язане з структурами, які простягаються вздовж крайового розлому амплітудою близько 1 км і являють собою малоамплітудні підняття (брахіантикналі півн.-зах. простягання) - Лиманське (розміри по ізогіпсі - 1575 м 2,9х1,1 км, амплітуда близько 50 м), Західно-Лиманське (розміри по ізогіпсі - 1600 м 1,4х0,5 км, амплітуда до 40 м) та Потічанське (розміри по ізогіпсі - 1675 м 3,1х1,1 км). Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів верхнього візе з інт. 1687-1699 м у 1967 р. Поклади пластові, склепінчасті. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1968 р. Режим газоконденсатних покладів - газовий та газоводонапірний, нафтових - розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 264 тис. т; розчиненого газу - 204 млн. м3; газу - 1422 млн. м3. Густина дегазованої нафти 826-831 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,06 мас.%.

Горобцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від м. Полтава. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах схилу Зачепилівсько-Левенцівського валу. Структура виявлена в 1975-83 рр. та являє собою у мезо-кайнозойських відкладах віддалену частину схилу півн.-сх крила зачепилівської складки, а у палеозойських - це структурний ніс півн.-зах простягання, ускладнений системою скидів субмеридіонального напрямку, у нижньокам'яновугільних г.п. з'являється невелика брахіантикліналь півн.-зах. простягання, апікальна частина якої має розміри 1,3х0,9 км. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів нижнього візе з інт. 4576-4578 м у 1987 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 880 млн. м3.

Зачепилівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 5 км від смт Нові Санжари. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Підняття виявлене в 1946 р. і в нижньокам'яновугільних відкладах являє собою прирозломну брахіантикліналь півн.-зах простягання розмірами по ізогіпсі - 1150 м 4,2х0,9 км, амплітуда 170 м. У 1956 р. отримано перший фонтан газу з інт. 1220-1225 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1957 р. Режим нафтових покладів - газонапірний, водонапірний та розчиненого газу, газоконденсатних - газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 461 тис. т; розчиненого газу - 173 млн. м3; газу - 4121 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,05-0,15 мас.%.

Решетниківське газонафтове родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 16 км від смт Нові Санжари. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Старосанжарська соляна структура виявлена в 1950 р. Поклади пов'язані з двома окремими структурними елементами криптодіапірової складки з передмезозойським рівнем підняття солі - мезозойською брахіантикліналлю субмеридіонального простягання, розташованою над соляним ядром, та елементом, до складу якого входять два тектонічні блоки півд.-сх. приштокової зони. Розміри юрського покладу 1,3х0,5 км, амплітуда понад 40 м, а башкирських та серпуховських відкладів - 2,7х1,2 км. Перший промисл. приплив нафти отримано з відкладів середньої юри з інт. 490-530 м у 1964 р. Поклади пластові, склепінчасті, екрановані тектонічними порушеннями та соляним діапіром, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1971 р. Режим нафтових покладів - пружноводонапірний та газонапірний, газових - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 887 тис. т; розчиненого газу - 130 млн. м3; газу - 66 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,01-0,52 мас.%.

Суходолівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 15 км від смт Машівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1968 р. У кам'яновугільному комплексі вона являє собою складку півн.-зах. простягання. Розміри підняття в башкирському ярусі 2,7х2,0 км, амплітуда понад 250 м. У 1971 р. з серпуховських та башкирських відкладів з інт. 3433-3588 м отримано фонтан газу дебітом 207 тис. м3 та конденсату 34,7 т на добу через діафрагму діаметром 8 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1972 р. Режим нафтових покладів - розчиненого газу та газової шапки, газових - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 375 тис. т; розчиненого газу - 62 млн. м3; газу - 5309 млн. м3; конденсату - 327 тис. т. Густина дегазованої нафти 683-844 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,02-0,04 мас.%.

Руденківське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 10 км від смт Нові Санжари. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Нехворощанського структурного виступу. Структура виявлена в 1966-67 рр. Півн.-зіх. схил Нехворощанського структурного виступу (Руденківська площа) має довж. 17-18 км та ширину 5-10 км. У кам'яновугільних відкладах він являє собою монокліналь з невеликим структурним носом, обмежену з півд. системою скидів амплітудою 50-150 м, які відділяють її від Новомиколаївського підняття. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з нижньовізейських відкладів з інт. 4000-4400 м у 1970 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1979 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 26670 млн. м3.

Степне газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від смт Машівка. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах півн. схилу Нехворощанського виступу. Структура виявлена в 1971-74 рр. і являє собою поховану під товщею середнього карбону брахіантикліналь субширотного простягання на півн. крилі Руденківсько-Новомиколаївського підняття. Перший промисл. приплив газу отримано з г.п. серпуховського ярусу з інт. 1895-1899 м у 1980 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1985 р. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2912 млн. м3; конденсату - 102 тис. т.

Новогригорівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 20 км від смт Машівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1949-50 рр. У відкладах нижнього карбону структура являє собою асиметричну куполовидну складку розмірами близько 5,2х4,5 км, амплітудою 200 м, порушеною системою скидів амплітудою 50-200 м. У 1962 р. з г.п. серпуховського ярусу з інт. 1986-1990 м отримано фонтан нафти дебітом 170 т/добу через штуцер діаметром 8 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1965 р. Колектори - пісковики. Режим покладів пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 2655 тис. т; розчиненого газу - 1079 млн. м3; газу - 1483 млн. м3. Вміст сірки у нафті 0,03-0,07 мас.%.

Розумівське газоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській та Харківській областях на відстані 17 км від смт Карлівка. Знаходиться в центр. частині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структурний ніс півн.-зах. простягання виявлено в 1967 р. Він розділений скидами на дві частини, які розбиті серією поперечних та поздовжніх порушень на блоки. Розміри півн. продуктивної частини структурного носа по ізогіпсі -3700 м 5,0х2,1 км. Перший промисл. приплив газу та конденсату отримано з відкладів башкирського ярусу з інт. 3820-3850 м у 1984 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3883 млн. м3; конденсату - 193 тис. т.

Гнатівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 30 км від смт Нові Санжари. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Нехворощанського структурного виступу. Структура виявлена в 1965 р. Підняття є асиметричною брахіантикліналлю півн.-зах простягання з крутим півн.-сх. крилом та пологим - півд.-зах.; її розміри по ізогіпсі - 2300 м 5,0х3,5 км, амплітула понад 300 м. Структура порушена системою скидів амплітудою 75-250 м. Перший промисл. приплив нафти отримано з карбонатних відкладів нижнього візе і турне з інт. 2338-2380 м у 1983 р. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - вапняки та пісковики. Режим нафтових покладів - газовий та пружноводонапірний, газоконденсатних - газовий та газоводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 2851 тис. т; газу - 5703 млн. м3; конденсату - 523 тис. т. Густина дегазованої нафти 840-878 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,13-0,89 мас.%.

Новомиколаївське (Мовчанівське) нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Полтавській обл. на відстані 35 км від смт Нові Санжари. Знаходиться на фундаменті півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Нехворощанського виступу та входить до складу Руденківсько-Новомиколаївської групи родовищ. Новомиколаївська структура (промислова продуктивність якої пізніше не підтвердилася) виявлена в 1951-52 рр., а Мовчанівська - в 1965-69 рр. Остання входить до Новомиколаївського родовища як окремий Мовчанівський блок. Підняття являє собою невелику симетричну брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 2500 м 3,0х2,0 км, амплітуда 120 м. Перший промисл. приплив газу отримано з пісковиків турнейського ярусу в 1965 р. Поклади масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1989 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 310 тис. т; газу - 5200 млн. м3; конденсату - 583 тис. т. Густина дегазованої нафти 819 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,073 мас.%.

Михайлівське газове родовище - розташоване в Полтавській та Дніпропетровській областях на відстані 20 км від смт Царичанка. Знаходиться в центр. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Структура виявлена в 1950-51 рр. і являє собою у відкладах верхнього візе брахіантикліналь субширотного простягання розмірами 4,8х2,8 км, амплітуда до 150 м. Підняття розмежоване діагональними скидами амплітудою 75-150 м на три блоки. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів верхнього візе з інт. 856-858 м у 1953 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими пастками. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1033 млн. м3.

Юр'ївське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 60 км від м. Дніпропетровськ. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського валу. Структура виявлена в 1966 р. і являє собою у відкладах нижнього карбону асиметричну брахіантикліналь, витягнуту в півд.-зах. напрямку. Розміри складки по ізогіпсі - 1700 м 4,7х1,7 км, амплітуда 170 м. Перший промисл. приплив газу отримано з візейських відкладів з інт. 1617-1625 м у 1974 р. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, літологічно обмежені. Режим газоконденсатних покладів - газовий та пружноводонапірний, нафтового - пружноводонапірний. Експлуатується з 1975 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 262 тис. т; розчиненого газу - 227 млн. м3; газу - 4092 млн. м3; конденсату - 186 тис. т. Вміст сірки у нафті 0,54 мас.%.

Кременівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 25 км від м. Магдалинівка. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Структура виявлена в 1951 р. і являє собою у відкладах нижнього карбону брахіантикліналь півн.-сх. простягання розмірами по ізогіпсі -2250 м 4,2х2,0 км, амплітуда 150 м. У 1969 р. з відкладів верхньовізейського під'ярусу отримано перший фонтан газу дебітом 616,5 тис. м3/добу через штуцер діаметром 20 мм. (інт. 2287-2303 м). Поклади пластові і масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1976 р. Режим газоконденсатних покладів - газовий, нафтових - водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 450 тис. т; розчиненого газу - 94 млн. м3; газу - 1950 млн. м3; конденсату - 402 тис. т. Густина дегазованої нафти 784-831 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,047-0,153 мас.%.

Рясківське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 25 км від м. Магдалинівка. Знаходиться в півд.-сх. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1974-76 рр. У турнейських відкладах структура являє собою брахіантикліналь півн.-сх. простягання, поховану під моноклінально залягаючими породами нижньовізейського комплексу. Вона розбита різноорієнтованими скидами амплітудою 25-50 м та має розміри по ізогіпсі - 5050 м 2,8х1,0 км, амплітуда 70 м. Перший промисл. приплив газу і конденсату отримано з відкладів турнейського ярусу з інт. 5121-5188 м у 1990 р. Поклад масивно-пластовий тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1680 млн. м3.

Виноградівське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 13 км від смт Перещепине. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Структура виявлена в 1965 р. і являє собою видовжену сх. перикліналь Кременівського підняття. Вона простягається на 10 км з півн. заходу на півд. схід. До складу структури входять два безкореневих склепіння, розташованих на різних стратиграфічних рівнях. Це - півн.-зах. структура розмірами 2,0х1,3 км і амплітудою 60 м та півд.-сх. структура розмірами 3,5х2,0 км, амплітудою 100 м. Перший промисл. приплив газу отримано з відкладів верхнього візе з інт. 2525-2537 м у 1971 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1976 р. Режим покладів газовий та пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 713 млн. м3; конденсату - 32 тис. т.

Новоселівське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 65 км від м. Дніпропетровськ. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Підняття виявлене в 1951 р. Структура являє собою асиметричну брахіантикліналь, яка простягається вздовж крайового розлому. Її сх. перикліналь витягнута, зах. - коротка. Розміри підняття по ізогіпсі - 1840 м 4,7х1,8 км, амплітуда понад 60 м. Перший промисл. приплив газу отримано з інт. 2700-2770 м у 1968 р. Поклади пластові, склепінчасті, декотрі літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1976 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1798 млн. м3; конденсату - 85 тис. т.

Східно-Новоселівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 18 км від м. Магдалинівка. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського валу. Підняття виявлене в 1965-67 рр. У нижньокам'яновугільних відкладах структура являє собою асиметричну брахіантикліналь, витягнуту вздовж крайового розлому. Кулісоподібно через неглибокий прогин на півн. заході вона з'єднується з Новоселівською, а на півд. сході - з Пролетарською структурами. Розміри складки 3,8х1,2 км, амплітуда близько 60 м. Перший промисл. приплив газу отримано з башкирських відкладів з інт. 1430-1445 м у 1970 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Експлуатується з 1975 р. Режим покладів пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 28 тис. т; розчиненого газу - 5 млн. м3; газу - 5905 млн. м3; конденсату - 345 тис. т. Густина дегазованої нафти 830 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,068 мас.%.

Личківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 20 км від м. Магдалинівка. Знаходиться в півд.-сх. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1972 р. і являє собою у відкладах девону брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами 2,0х1,2 км, амплітуда 150 м. У турнейських та візейських утвореннях це структурний ніс, розкритий до півд. заходу. Складка порушена розгалуженою системою розломів амплітудою 20-100 м. Перший промисл. приплив газоконденсатної суміші отримано з девонських відкладів з інт. 3775-3816 м у 1985 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Режим нафтових покладів - розчиненого газу, газоконденсатних - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2498 млн. м3; конденсату - 488 тис. т. Густина дегазованої нафти 803-819 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,01-0,016 мас.%.

Пролетарське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 20 км від м. Магдалинівка. Підняття знаходиться в півд.-сх. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Складка виявлена в 1965 р. по покрівлях башкирського ярусу підняття має вигляд майже симетричної брахіантикліналі півн.-зах. простягання розмірами 4,8х1,5 км, амплітуда понад 60 м. У 1966 р. з серпуховських відкладів з інт. 2700-2721 м отримано фонтан газу дебітом 89,1 тис. м3/добу через діафрагму діаметром 11,05 мм. Поклади пластові, склепінчасті, в нижньому карбоні також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1968 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6650 млн. м3; конденсату - 597 тис. т.

Перещепинське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 40 км від м. Новомосковськ. Знаходиться в півд.-сх. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1955 р. і являє собою брахіантикліналь півн.-сх. простягання. Її півн.-сх перикліналь опущена по площині поперечного скиду на 200 м. Розміри складки в башкирських утвореннях 7,5х4,6 км. Перші промислові припливи газу отримано з відкладів башкирського та серпуховського ярусів у 1963 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1965 р. Режим покладів газовий та пружноводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 5260 млн. м3; конденсату - 380 тис. т.

Голубівське нафтогазове родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 35 км від м. Новомосковськ. Знаходиться в півд. прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини в межах Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Структура виявлена в 1951 р. і являє собою у нижньокам'яновугільних відкладах брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами 5,0х3,5 км з крутими крилами, ускладнену скидовими порушеннями. В 1961 р. отримано фонтан газу вільним дебітом 396 тис. м3/добу. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1967 р. Режим покладів змішаний - газової шапки та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 565 тис. т; розчиненого газу - 96 млн. м3; газу - 257 млн. м3. Густина дегазованої нафти 844 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,077 мас.%.

Багатойське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 8 км від селища Перещепине. Знаходиться в півд.-сх. частині півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1955 р. і являє собою по поверхні девону брахіантикліналь півн. простягання розмірами 2,7х1,7 км, амплітуда 50 м. У турнейському розрізі її амплітуда зменшується до 25 м, а у відкладах нижнього візе фіксується лише структурний ніс. Перший промисловий приплив газу отримано з карбонатних порід турнейського ярусу з інт. 4520-4567 м у 1973 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 10970 млн. м3.

Левенцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Дніпропетровській обл. на відстані 30 км від м. Павлоград. Знаходиться на півд.-сх. півд. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах сх. закінчання Зачепилівсько-Левенцівського структурного валу. Підняття виявлене в 1958 р. У кам'яновугільних відкладах структура являє собою брахіантикліналь зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 1050 м 5,1х2,6 км, амплітуда 150 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів нижньосерпуховського під'ярусу з інт. 1400-1411 м у 1963 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий та газоводонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 836 млн. м3; конденсату - 4 тис. т.


Співаківський газоносний район включає Миролюбівське, Співаківське, Дробишівське родовища.

Співаківське газове родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 10 км від м. ізюм. Знаходиться на півд.-сх. приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Співаківсько-Червонооскольського структурного валу. Структура виявлена в 1951 р. і являє собою в пермських відкладах асиметричну брахіантикліналь субширотного простягання розмірами по ізогіпсі - 440 м 7,5х3,0 км, ускладнену скидовими порушеннями амплітудою 40-80 м. У 1958 р. з пермських відкладів з глибини 641-652 м отримано фонтан газу абсолютно вільним дебітом 31,5 тис. м3/добу. Поклади масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1961 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1745 млн. м3.


Кальміус-Бахмутський газоносний район включає Лаврентіївське газове родовище.


Красноріцький газоносний район включає Червонопопівське, Борівське, Муратівське, Капітанівське, Лобачівське, Слов'яносербське, Вергунське родовища.

Червонопопівське газове родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 12 км від м. Кремінна. Знаходиться на межі півн. прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини з перехідною зоною складчастого Донбасу та схилу Воронезької антеклізи, в межах півн.-сх. закінчення Торсько-Дробишівського структурного валу. Підняття виявлене в 1939 р. В утвореннях тріасу структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами 10,0х4,0 км з двома склепіннями. Серією розривних порушень структура розмежована на блоки. У кам'яновугільному комплексі порід головними порушеннями є Північно-Донецький (амплітуда 600-1500 м) та Червонопопівський (амплітуда 70-600 м) насуви. Перший промисловий приплив газу отримано з башкирського продуктивного горизонту з інт. 132-1142 м у 1961 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1965 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1524 млн. м3.

Борівське газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 12 км від м. Сєверодонецьк. Знаходиться в межах низки піднять, які прилягають до Краснорицького скиду в перехідній зоні від схилу Воронезької антеклізи до складчастого Донбасу. Структура виявлена в 1931 р. В утвореннях середнього карбону підняття є невеликою брахіантиклінальною складкою розмірами по ізогіпсі - 1380 м 5,7х1,4 км, амплітудою 34 м, похованою під моноклінально залягаючими мезокайнозойськими г.п. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1726-1910 м у 1964 р. Поклади пластові, склепінчасті. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1967 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1881 млн. м3; запаси конденсату не підраховувались.

Капітанівське газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 24 км від смт Новоайдар. Знаходиться в півд.-сх. частині Дніпровсько-Донецької западини на границі зчленування її зі складчастим Донбасом у межах Красноріцького скиду. Підняття виявлене в 1964 р. У відкладах палеозою структура являє собою антикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 1570 м 3,5х2,0 км, амплітуда 35 м. Півн.-сх. крило антикліналі порушене Красноріцьким скидом. Перший промисловий приплив газоконденсатної суміші отримано з відкладів башкирського ярусу з інт. 2097-2116 м у 1974 р. Поклади пластові склепінчасті. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1982 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2044 млн. м3; конденсату - 68 тис. т.

Лобачівське газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 15 км від смт Слов'яносербськ. Знаходиться в перехідній зоні між складчастим Донбасом та схилом Воронезького красталічного масиву, поблизу Красноріцького скиду. Підняття виявлене в 1966 р. У башкирських відкладах структура являє собою брахіантикліналь, витягнену в півн.-зах. напрямку, розмірами по ізогіпсі - 1870 м 7,0х1,7 км, амплітуда 55 м. Півн.-сх. крило підняття ускладнене Красноріцьким скидом амплітудою 100-150 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів башкирського ярусу з інт. 1906-1937 м у 1970 р. Поклади пов'язані з пластовими, склепінчастими, іноді тектонічно екранованими та літологічно обмеженими пастками. Колектори - пісковики. Режим покладів газовий та газоводонапірний. Експлуатується з 1978 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4100 млн. м3; конденсату - 112 тис. т.

Слов'яносербське газове родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 16 км від смт Слов'яносербськ. Знаходиться в крайній півд.-сх. частині Дніпровсько-Донецької западини в межах перехідної зони між складчастим Донбасом та схилом Воронезької антеклізи. Складка розмірами 7,5х2,5 км виявлена в 1947 р. і являє собою брахіантикліналь з видовженою півн.-зах. перикліналлю. З півн. та півд. підняття обмежене поздовжніми скидами амплітудою 150-350 м, а також ускладнене поперечними порушеннями в присклепінчастій зоні. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів башкирського ярусу з інт. 2152-2400 м у 1963 р. Режим покладів газовий. На 1.01.1994 р. розробка родовища не проводилася; єдина свердловина була ліквідована.

Вергунське газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 10 км від м. Луганськ. Знаходиться в перхідній зоні між складчастим Донбасом та схилом Воронезької антеклізи. Підняття виявлене в 1961-63 рр. і в московських відкладах являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 1100 м 6,9х2,3 км, амплітудою понад 50 м. Її півн.-сх. крило порушене Красноріцьким скидом амплітудою 50-200 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів середнього карбону з інт. 1798-1807 м у 1965 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів газовий та водонапірний. Експлуатується з 1970 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3799 млн. м3.


Північного борту нафтогазоносний район включає Турутинське, Володимирівське, Хухрянське, Прокопенківське, Скворцівське, Юліївське, Нарижнянське, Огульцівське, Островерхівське, Безлюдівське, Платівське, Ртищівське, Коробочкинське, Леб'язьке, Дружелюбівське, Зайцівське, Макіївське, Путилинське, Кондрашівське, Вільхове родовища.

Турутинське нафтове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 18 км від м. Ромни. Знаходиться в межах півн. борту півн.-зах. частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1977 р. У відкладах верхнього візе складка є асиметричною брахіантикліналлю півн.-зах. простягання з більш пологим півн.-сх. крилом і відносно крутим - півд.-зах. Розміри підняття по ізогіпсі - 2280 м 2,3х0,9 км. Перший промисловий приплив нафти отримано з утворень візейського ярусу з інт. 2436-2444 м у 1981 р. Поклад пластовий, склепінчастий. Колектори - пісковики. Режим покладу пружноводонапірний. Експлуатується з 1986 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 140 тис. т; розчиненого газу - 14 млн. м3. Густина дегазованої нафти 787 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,11 мас.%.

Хухрянське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 10 км від смт Охтирка. Знаходиться в центр. частині півн. борту Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1974-76 рр. Поклади пов'язані з структурним носом розмірами 11,7х5,7 км, вісь якого занурюється в півд.-сх. напрямку. Крім півн. заходу структурний ніс скрізь обмежений тектонічними порушеннями амплітудою 10-45 м. Перший промисловий приплив нафти отримано з інт. 3266-3291 м у 1976 р. У 1985 р. з інт. 3200-3280 м отримано фонтан газу дебітом 103 тис. м3 та конденсату 69 т на добу через штуцер діаметром 12 мм. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим покладів розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 1721 тис. т. Густина дегазованої нафти 835 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,3 мас.%.

Прокопенківське нафтове родовище - розташоване в Сумській обл. на відстані 40 км від м. Суми. Знаходиться в межах півн. борту Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1968-72 рр. і являє собою невелику малоамплітудну куполовидну складку розмірами по ізогіпсі - 2400 м 2,5х2,1 км, порушену скидами. В 1976 р. з інт. 2516-2523 м отримано фонтан нафти дебітом 85 т/добу через штуцер діаметром 6 мм. Свердловинами розкрито товщу осадових карбонатно-теригенних порід від четвертинних до візейських, а також кристалічні утворення докембрійського фундаменту. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Колектори - пісковики. Режим покладів пружноводонапірний. Експлуатується з 1976 р. На 1.01.1994 р. вилучено 213 тис. т нафти, або 93% початкових запасів. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 230 тис. т. Вміст сірки у нафті 0,8 мас.%.

Скворцівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 16 км від м. Богодухів. Знаходиться в центр. частині півн. борту Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1983-88 рр. Родовище пов'язане з низкою блоків та невеликих піднять (Киянівське, Західно-Скворцівське, Скворцівське) півн.-зах. простягання, ускладнених системою тектонічних порушень. У відкладах нижнього карбону півд.-зах. крила структур пологі та протяжні, півн.-сх. - короткі та порушені незгідним скидом. Мезокайнозойські утворення залягають моноклінально. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано з відкладів верхнього візе з інт. 2994-3036 м у 1992 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Колектори - пісковики. Режим нафтового покладу - розчиненого газу, газоконденсатного - газовий. Експлуатується з 1993 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 440 тис. т; газу - 560 млн. м3; конденсату - 43 тис. т. Густина дегазованої нафти 840 кг/м3.

Юліївське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 16 км від м. Валки. Структура виявлена в 1982 р. Поклади пов'язані з невеликими брахіантикліналями та тектонічними блоками, що простягаються з зах. на сх. вздовж субширотного скиду амплітудою 100-200 м: Мерчиківською, Оліївською, Добропільською, Золочівською та Караванівською структурами. Загальні розміри площі, в межах якої встановлені поклади нафти та газоконденсату, становлять 12,2х2,0 км. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано з інт. 3630-3800 м у 1986 р., всього пробурено 23 свердловини, якими розкриті утворення кристалічного фундаменту, палеозою, мезозою та кайнозою. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Режим нафтових покладів - розчиненого газу, газоконденсатних - газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 360 тис. т; газу - 20900 млн. м3; конденсату - 1420 тис. т. Вміст сірки у нафті 0,02-0,032 мас.%.

Наріжнянське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Валки. Знаходиться на півн. борту Дніпровсько-Донецької западини безпосеродньо біля крайового розлому. Структура виявлена в 1979 р. і являє собою по покрівлях серпуховського ярусу брахіантикліналь асиметричної будови субширотного простягання розмірами по ізогіпсі - 3350 м 2,1х1,0 км. Обидва її крила зрізані поздовжніми скидами. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів серпуховського ярусу з інт. 3573-3582 м у 1984 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1880 млн. м3.

Огульцівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 8 км від м. Люботин. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. бортової зони Дніпровсько-Донецької западини в межах Прокопенківсько-Наріжнянського структурного валу. Структура виявлена в 1984 р. і являє собою монокліналь зах. простягання, що занурюється в півд. напрямку та порушена незгідними скидами на блоки. Розміри площі газоносності 4,6х1,4 км. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 4020-4041 м у 1989 р. На 1.01.1994 р. на площі було пробурено 3 свердловини, які розкрили карбонатно-теригенний комплекс г.п. від четвертинних до нижньокам'яновугільних, а також утворення протерозойського кристалічного фундаменту. Поклади пластові, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Колектори - пісковики. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 770 млн. м3; конденсату - 14 тис. т.

Островерхівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 4 км від м. Мерефа. Знаходиться на півн. борту півд.-сх. частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1983 р. і являє собою у відкладах нижнього карбону геміантикліналь півд.-сх. простягання, розрізану з півн. зворотним скидом. Перший промисловий приплив газоконденсатної суміші отримано з візейських відкладів з інт. 4433-4605 м у 1990 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Колектори - пісковики. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2180 млн. м3; конденсату - 166 тис. т.

Безлюдівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 14 км від м. Харків. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. борту Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1980 р. В утвореннях візейського ярусу складка являє собою брахіантикліналь субширотного простягання розміром 2,0х1,0 км. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів верхньосерпуховського під'ярусу з інт. 2910-2922 м у 1988 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів - газоводонапірний. Колектори - пісковики. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2310 млн. м3; конденсату - 49 тис. т.

Платівське газове родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 18 км від м. Зміїв. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. бортової зони Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1987 р. Єдиний газовий поклад, розташований у межах монокліналі, має форму субширотно витягнутої смуги розмірами 2,8х0,5 км; він пов'язаний з окремим тектонічним блоком, який знаходиться в зоні півн. крайового розлому. Пастку екранують скиди амплітудою 25-200 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів нижньосерпуховського під'ярусу в 1991 р. Поклад пластовий тектонічно екранований. Режим покладу - газовий. На 1.01.1994 р. родовище знаходилось у розвідці.

Ртищівське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Чугуїв. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. борту Дніпровсько-Донецької западини в межах Харківської структурної затоки. Структура виявлена в 1974 р. Складка являє собою брахіантикліналь субширотного простягання розмірами по ізогіпсі - 3450 м 3,5х1,8 км, амплітуда близько 200 м. Її півн. крило та зах. перикліналь порушені скидом амплітудою 150 м. Складка розчленована на 3 блоки. В 1979 р. з відкладів верхньовізейського під'ярусу з інт. 3385-3392 та 3399-3407 м отримано фонтан газу і конденсату дебітом 344 тис. м3 і 15,2 т на добу відповідно через штуцер діаметром 10 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів - газовий. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1992 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1002 млн. м3; конденсату - 32 тис. т.

Коробочкинське газоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 15 км від м. Чугуїв. Знаходиться на півн. борту півд.-сх. частини Дніпровсько-Донецької западини. Структура виявлена в 1976 р. У відкладах верхнього візе підняття являє собою брахіантикліналь субширотного простягання з крутим півд. та пологим, зрізаним поздовжнім порушенням, півн. крилом. Також структура порушена поперечними скидами. Візейська брахіантикліналь похована під верхньокрейдяною осадовою товщею. Розміри підняття по ізогіпсі - 3050 м 4,5х2,0 км, амплітуда до 200 м. У 1979 р. з відкладів візейського ярусу з інт. 3050-3072 м отримано фонтан газу дебітом 95,9 тис. м3/добу через діафрагму діаметром 5 мм. Поклади склепінчасті або масивно-пластові, тектонічно екрановані. Колектори - карбонатні породи. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1990 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2929 млн. м3; конденсату - 90 тис. т.

Дружелюбівське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване в Харківській обл. на відстані 4 км від смт Борова. Знаходиться в півд.-сх. частині півн. борту Дніпровсько-Донецької западини. Підняття виявлене в 1972 р. У відкладах палеозою структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі -2180 м 3,4х1,6 км, півд.-зах. крило якої порушене скидом амплітудою близько 180 м. У 1975 р. з відкладів башкирського ярусу з інт. 2168-2284 м отримано фонтан газоконденсатної суміші дебітом 602 тис. м3/добу. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим газоконденсатних покладів - газовий, нафтових - водонапірний та газової шапки з водонапірним. Експлуатується з 1979 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 215 тис. т; розчиненого газу - 32 млн. м3; газу - 10556 млн. м3; конденсату - 396 тис. т. Густина дегазованої нафти 799-802 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,03-0,071 мас.%.

Кондрашівське газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 15 км від м. Луганськ. Знаходиться на півд. схилі Воронезької антеклізи в межах Старобільсько-Міллерівської монокліналі. Підняття виявлене в 1967 р. У відкладах башкирського ярусу структура являє собою симетричну брахіантикліналь субширотного простягання розмірами по ізогіпсі -1550 м 3,2х1,7 км, амплітудою понад 50 м, поховану під мезозойськими відкладами. З півн. вона порушена Веселогорівським конседиментаційним скидом амплітудою 200-250 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів башкирського продуктивного горизонту з інт. 1910-1920 м у 1970 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі літологічно обмежені. Колектори - пісковики та алевроліти. Режим покладів - газовий. Експлуатується з 1979 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2436 млн. м3; конденсату - 19 тис. т.

Вільхове газоконденсатне родовище - розташоване в Луганській обл. на відстані 25 км від м. Луганськ. Знаходиться на схилі Воронезької антеклізи поблизу Красноріцького скиду. Структура виявлена в 1963-66 рр. У її геологічній будові беруть участь переважно теригенні утворення нижнього, середнього та верхнього карбону, крейди, палеогену. Підняття являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 990 м 6,4х1,6 км, амплітудою 30 м, поховану під мезозойськими утвореннями. Її півн. крило ускладнене Веселогорівським скидом амплітудою 105-250 м. Перші промислові припливи газу отримано з шести продуктивних горизонтів в інтервалі 530-1705 м у 1967 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Експлуатується з 1975 р. На 1.01.1994 р. родовище знаходилось на завершальній стадії розробки. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6055 млн. м3.


ЗАХіДНИЙ НАФТОГАЗОНОСНИЙ РЕГіОН УКРАЇНИ включає Волино-Подільську (2 газових родов.), Передкарпатську (83 родов. - 29 нафтових, 4 нафтогазових, 6 нафтогазоконденсатних, 38 газових, 6 газоконденсатних), Карпатську (2 нафтових родов.), Закарпатську (4 газових родов.) нафтогазоносні області. Передкарпатська нафтогазоносна область поділяється на Більче-Волицький та Бориславсько-Покутський нафтогазоносні райони. У адміністративному відношенні регіон включає Закарпатську, Львівську, івано-Франківську, Чернівецьку, Волинську, Тернопільську та Рівненську області. Загалом з 91 родовища регіону 21 нафтове, 4 нафтогазові, 6 нафтогазоконденсатні, 44 газові, 6 газоконденсатні.


Волино-Подільська нафтогазоносна область включає Локачинське та Великомостівське газові родовища.

Локачинське газове родовище - розташоване у Волинській обл. на відстані 4 км від смт Локачі. Приурочене до Зовнішньої зони (сх. борту) Львівського палеозойського прогину Східно-Європейської платформи. Підняття півн.-сх. простягання, ускладнене брахіантикліналями, виявлене в 1977 р. Локачинська структура розмірами 11,0х3,5 км та висотою 75-100 м простежується в розрізі від рифею до крейди. Складка асиметрична з більш крутим півд.-сх. крилом і пологішим протилежним. У 1979 р. в результаті аварійного газоводяного фонтану встановлена промислова газоносність девонських відкладів. Поклади пластові, склепінчасті, верхньострутинський також літологічно обмежений. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6972 млн. м3.


Передкарпатська нафтогазоносна область. Розташована на південному заході України, у межах Львівської, івано-Франківської та Чернівецької областей. Площа 14.8 тис. км2. У геотектонічному відношенні пов'язана з Передкарпатським прогином. Поклади нафти - палеогенових, газу - верхньоюрських, верхньокрейдових і міоценових відкладів. Глибина залягання нафтових родовищ 500:4800 м, газових - 100:4800 м. В області відкрито й досліджено 59 родовищ, у тому числі 22 нафтових (основні з них Бориславське, Орів-Уличнянське), 29 газових (Угерське, Більче-Волицьке, Рудківське, Ходновицьке та ін.) і газоконденсатних, 8 нафтових. Промислове видобування нафти розпочато з 1881 року, газу - з 1920 року.


Більче-Волицький нафтогазоносний район включає Свидницьке, Коханівське, Вижомлянське, Вишнянське, Никловицьке, Макунівське, Хідновицьке, Садковицьке, Пинянське, Залужанське, Новосілківське, Рудківське, Майницьке, Сусолівське, Грушівське, Східно-Довгівське, Південно-Грабинське, Меденицьке, Малогорожанське, Опарське, Летнянське, Грудівське, Більче-Волицьке, Гайське, Кавське, Глинківське, Угерське, Південно-Угерське, Дашавське, Кадобнянське, Гринівське, Богородчанське, Черемхівсько-Струпківське, Пилипівське, Дебеславицьке, Яблунівське, Косівське, Ковалівське, Чорногузьке, Шереметівське, Красноїльське, Лопушнянське, Тинівське, Городоцьке родовища.

Свидницьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Яворів. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Свидницька структура виявлена в 1956 р. і являє собою антиклінальну складку розмірами по ізогіпсі.- 480 м 16,0х4,4 км. У присклепінчастій частині Свидницької структури проходить поздовжнє тектонічне Судово-Вишнянське порушення, що екранує газові поклади, які до нього прилягають. Перші промислові припливи газу отримано у 1956 р. з інт. 444-454, 381-396, 337-350 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Експлуатується з 1964 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 6901 млн. м3.

Коханівське нафтове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Яворів. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура розмірами в межах продуктивних блоків 7,0х2,3-4,0 км та амплітудою 250 м виявлена в 1954 р. Вона складена верхньоюрськими карбонатними породами, перекритими теригенними баденськими та нижньосарматськими. Ці породи утворюють структурний ніс, що занурюється в півд-сх. напрямку. Два поздовжні тектонічні порушення надають йому по юрському комплексу форму горсту, який розбитий поперечними скидами на три блоки. Перший промисловий приплив нафти отримано з верхньоюрської товщі з інт. 1117-1154 м у 1958 р. Колектор порово-тріщинного кавернозного типу. Експлуатується з 1957 р. Поклад масивний. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 997 тис. т. Густина дегазованої нафти 982 кг/м3. Вміст сірки у нафті 5,14 мас.%.

Вижомлянське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 2 км від м. Яворів. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура розмірами 10,0х5,0 км виявлена в 1987 р. Вижомлянська складка являє собою структурний ніс, занурений на півд. схід. Поздовжнім Судово-Вишнянським скидом амплітудою 270-450 м він розбитий на два блоки. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1218-1303 м у 1989 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4731 млн. м3.

Вишнянське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Яворів. Пов'язане з півн.-зах. частиною Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Судово-Вишнянське підняття виявлене в 1940 р. Вишнянська структура розмірами по ізогіпсі -500 м 8,0х3,0 км, висотою 20 м, складена баденськими та нижньосарматськими утвореннями, які облягають ерозійний виступ верхньоюрських вапняків, місцями перекритих гельветськими пісковиками. По гіпсоангідритовому горизонту вона являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, розбиту поздовжніми та поперечними порушеннями на три блоки. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів верхньодашавської підсвіти нижнього сармату з інт. 810-860 м у 1967 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1565 млн. м3.

Никловицьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 18 км від м. Мостиська. Приурочене до смуги Краковецького розлому, що розмежовує Крукеницьку та Косівсько-Угерську підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1973-79 рр. і являє собою у нижньосарматських відкладах антикліналь півн.-зах. простягання, розбиту поздовжніми та поперечними тектонічними порушеннями на 8 блоків. Розміри структури 7,0х4,0 км, висота понад 100 м. Перший промисловий приплив газу отримано з нижньосарматських відкладів з інт. 1176-1200 м у 1979 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3035 млн. м3.

Хідновицьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Мостиська. Приурочене до Крукеницької підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1935 р. У сарматських відкладах Хідновицьке підняття являє собою крайню півн.-зах. структурну антиклінальну лінію, на якій далі на півд. схід знаходяться Садковицька, Пинянська та Залужанська. Ця система складок тягнеться вздовж насуву Самбірської зони на Більче-Волицьку. Хідновицька складка - це півд.-сх. перикліналь єдиної структури Хідновичі - Пшемисль - Мацьковіце. Її розмір по ізогіпсі - 950 м 30х20 км, висота 250 м. Перший промисловий приплив газу отримано з глибини 1800 м у 1939 р. На 1.01.1994 р. родовище знаходилось на завершальній стадії розробки. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 17018 млн. м3.

Садковицьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Самбір. Пов'язане з Крукеницькою підзоною Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1965 р. і являє собою брахіантикліналь розмірами по ізогіпсі - 1025 м 8,0х3,5 км, висота 100 м. Поперечними тектонічними порушеннями амплітудою 5-25 м вона розбита на два блоки. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 770-818, 845-880 м у 1965 р. Експлуатується з 1974 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з покладів - пластовий, склепінчастий, літологічно обмежений. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2307 млн. м3.

Пинянське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Самбір. Приурочене до Крукеницької підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1965 р. Вона розташована між Залужнянською та Садковицькою структурами, які разом з Хідновицькою утворюють одну лінію антиклінальних складок. По сарматських горизонтах Пинянська структура являє собою слабко виражений структурний ніс, вісь якого підіймається в півн.-зах. напрямку. В середині носу виділяють невелику антиклінальну складку, яка обмежується замкнутою ізогіпсою - 1420 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1942-1948 м у 1967 р. Експлуатується з 1968 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 15612 млн. м3.

Залужанське газоконденсатне родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 16 км від м. Самбір. Знаходиться в Крукеницькій підзоні Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1966 р. У сарматських та баденських утвореннях вона є найбільш зануреною на антиклінальній лінії складок, що простягається вздовж насуву Самбірської зони. Підняття являє собою брахіантикліналь розмірами по горизонту НД-5 по ізогіпсі -1450 м 4,9х2,35 км, висота 25 м, а по горизонту НД-15 її розміри по ізогіпсі становлять - 3060 м 5,3х2,6 км, висота 60 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів нижнього сармату з інт. 2135-2190 м у 1969 р. Поклади пластові, склепінчасті, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1975 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 27938 млн. м3; конденсату - 159 тис. т.

Новосілківське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 25 км від м. Самбір. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Новосілківська структура виявлена в 1962 р. Вона складена баденськими та нижньосарматськими утвореннями. По гіпсоангідритовому горизонту структура являє собою монокліналь з півд.-зах. зануренням, яка з горизонту НД-9 трансформується в напівантикліналь півн.-зах. простягання, яка на півд. заході прилягає до Краковецького розлому. Її розміри по ізогіпсі - 830 м 3,4х1,2 км, амплітуда 25 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1935-1978 м у 1970 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. На 1.01.1994 р. видобуток газу припинено у зв'язку з незначними дебітами. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 702 млн. м3.

Рудківське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 30 км від м. Самбір. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Підняття виявлене в 1941 р. Рудківська структура являє собою великий ерозійний виступ вапняків верхньої юри, розміром 18х10 км, висотою 200 м, розбитий поздовжніми тектонічними порушеннями на 4 блоки. Тектонічні порушення мають брахіантиклінальну форму. Розміри структури по ізогіпсі - 77 м горизонту НД-9 8,5х3,5 км2. Перший промисловий приплив газу отримано з юрських відкладів з інт. 1515-1525 м у 1953 р. Поклади пластові склепінчасті. Експлуатується з 1957 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 32824 млн. м3.

Майницьке газове родовище (Майницький блок Залужанського газоконденсатного родовища) - розташоване у Львівській обл. на відстані 22 км від м. Самбір. Пов'язане з Крукеницькою підзоною Більче-Волицької зони. Майницька структура виявлена в 1972 р. Вона складена нижньосарматськими та баденськими утвореннями, які в межах блоку моноклінально занурюються на півд. на 200 м. Розмір блоку 3,5х1,3 км. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів нижнього сармату з інт. 3120-3215 м у 1979 р. Поклад пластовий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. На 1.01.1994 р. родовище знаходилось у розвідці. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1000 млн. м3.

Сусолівське газове родовище (Сусолівський блок Грушівського родовища) - розташоване у Львівській обл. на відстані 26 км від м. Самбір. Приурочене до системи Краковецького розлому, який розділяє Косівсько-Угерську та Крукеницьку підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1975 р. Вона складена нижньосарматськими утвореннями, які виповнюють один з поздовжніх тектонічних блоків системи Краковецького розлому. На півн. сході блок прилягає до основного розлому цієї системи.Нижньосарматські відклади занурюються на півд. захід на 300 м. Розмір блоку 3,5х1,0 км. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 2495-2530 м у 1978 р. Поклади пластові тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1100 млн. м3.

Грушівське газоконденсатне родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Дрогобич. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура розмірами по ізогіпсі - 1800 м 9х4 км, висотою 320 м, виявлена в 1970 р. Вона складена баденськими та нижньосарматськими г.п., які залягають на розмитій поверхні верхньоюрських утворень. Структура є асиметричною антикліналлю з коротким півн.-сх. та протяжним півд.-зах. крилами, розбитою поперечними тектонічними порушеннями на 2 блоки. Перший промисловий приплив газу отримано з г.п. нижньодашавської підсвіти нижнього сармату з інт. 1585-1610 м у 1973 р. Експлуатується з 1981 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 4001 млн. м3.

Східно-Довгівське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Дрогобич. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Східно-Довгівська структура виявлена в 1987 р. Вона складена юрськими, гельветськими, баденськими та сарматськими утвореннями і являє собою систему трьох блоків, які прилягають на півд. заході до регіонального Краковецького розлому, а з півн. сходу обмежені поздовжнім порушенням. Блоки мають розміри 2,0х1,5; 2,2х1,7 та 1,3х1,0 км і висоту відповідно 90; 80 та 60 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1709-1716 м у 1987 р. Колектори - пісковики. Поклади пластові, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 723 млн. м3.

Меденицьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 20 км від м. Дрогобич. Пов'язане з півн.-зах. частиною Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Меденицька структура виявлена в 1959 р. та являє собою ерозійний виступ верхньокрейдових утворень у вигляді брахіантиклінальної складки, розбитої на 2 блоки. Розмір структури 5х5 км, висота 60 м. У присклепінчастій частині структури сенонські та гельветські пісковики стратиграфічно виклинюються. На півд. сході родовища розвинутий один пласт сенонського пісковику площею 3,5х1,5-2,0 км. Перший промисловий приплив газу з конденсатом отримано з гельветських та сенонських відкладів з інт. 1361-1360 м у 1960 р. Один поклад масивний, літологічно обмежений, другий - пластовий, тектонічно екранований та стратиграфічно обмежений. Режим покладів водонапірний. Експлуатується з 1964 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2770 млн. м3.

Малогорожанське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Миколаїв. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1950 р. і являє собою ерозійний виступ верхньокрейдових г.п., які перекриваються гельветськими, баденськими та сарматськими відкладами. По гіпсьангідритовому горизонту структура є брахіантиклінальною складкою півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі - 300 м 5,5х2,5 км, висота 150 м. Перший промисловий приплив газу отримано з гельветських відкладів з інт. 465-490 м у 1952 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані, один з них також літологічно обмежений. Експлуатується з 1970 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1272 млн. м3.

Опарське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 16 км від м. Дрогобич. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Родовище відкрите в 1940 р. Опарська структура являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання. Розміри структури по ізогіпсі - 280 м 8,0х3,5 км, висота 60 м. Півн.-зах. крило брахіантикліналі частково зрізане насувом Самбірської зони, півд.-сх. перикліналь ускладнена поперечним тектонічним порушенням амплітудою 20-40 м. Перший промисловий приплив газу отримано з нижньодашавської підсвіти нижнього сармату при вибої 393,5 м у 1940 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Експлуатується з 1940 р. Режим покладів газовий. На 1.01.1994 р. родовище знаходилось на кінцевій стадії розробки. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 12657 млн. м3.

Летнянське газоконденсатне родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Летнянська структура виявлена в 1981 р. Вона складена гельветськими, баденськими та сарматськими утвореннями, які значною мірою облягають розмиту поверхню юрських та крейдяних порід. По гіпсоангідритовому горизонту вона розбита поперечними тектонічними порушеннями амплітудою 20-70 м на 4 блоки: Опарський, Летнянський, Ланівський та Нежухівський. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано з гельветських та мезозойських г.п. з інт. 1659-1700 м у 1984 р. Колектори - пісковики та алевроліти. Поклади пластові, склепінчасті або масивно-пластові, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1987 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 15160 млн. м3; конденсату - 50 тис. т.

Грудівське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 20 км від м. Дрогобич. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Грудівська структура виявлена в 1986 р. Родовище пов'язане з двома поздовжніми блоками півн.-зах. простягання, розділеними грабенами з амплітудою тектонічних порушень 50-150 м. По поверхні гіпсоангідритового горизонту та по нижній частині дашавської світи в півн.-сх. блоці виділяється Грудівська структура амплітудою 80 м. Розмір системи блоків 5х5 км. Перший промисловий приплив газу отримано з гельветсько-мезозойських відкладів з інт. 1062-1095 м у 1988 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі літологічно обмежені або масивні, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2045 млн. м3.

Більче-Волицьке газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 20 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Ряд структур, серед яких була і Більче-Волицька (Пісочнянська), виявлено в 1942-44 рр. Більче-Волицька структура розмірами по ізогіпсі -800 м 12,0х6,5 км, амплітудою 130 м, являє собою ерозійний виступ сенонських відкладів, перекритих гельветськими, баденськими та нижньосарматськими утвореннями. Виступ має форму антиклінальної складки півн.-зах. простягання, розбитої поздовжніми тектонічними порушеннями, амплітудою 10-150 м, на 3 блоки. В непорушеній частині сенонського розрізу структура має форму брахіантикліналі розміром 8х4 км, амплітудою 50 м. Перший промисловий приплив газу отримано з гельветсько-сенонських відкладів з інт. 1013-1054 м у 1949 р. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, літологічно обмежені або тектонічно екрановані. Експлуатується з 1950 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 40797 млн. м3.

Гайське газоконденсатне родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 20 км від м. Дрогобич. Приурочене до Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1980-81 рр. Гайська складка знаходиться на півд.-зах. крилі Летнянської структури і виражена по розмитій поверхні мезозою, у гельветсько-баденських та нижньосарматських утвореннях. Гельветсько-баденський структурний поверх та відклади сарматського ярусу розбиті поздовжніми та поперечними порушеннями на 5 блоків. Розміри системи блоків 9,0х3,5 км. У верхній частині горизонту НД-13 та в більш молодих утвореннях сформувалась брахіантиклінальна складка. Перший промисловий приплив газу з конденсатом отримано з інт. 1674-1690 м у 1987 р. Поклади пластові, тектонічно екрановані, один з них склепінчастий. Експлуатується з 1997 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3374 млн.. м3; конденсату - 110 тис. т.

Кавське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Стрий. Пов'язане з півн.-зах. частиною Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Кавська структура виявлена в 1958 р. і являє собою в нижньосарматських відкладах брахіантиклінальну складку, а по гіпсоангідритовому горизонту - структурний ніс. Розмір структури по ізогіпсі - 550 м 6,0х3,6 км, висота 130 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 807-834 м у 1962 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Експлуатується з 1966 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1309 млн. м3.

Глинківське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 12 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1981 р. і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, розмірами по ізогіпсі - 950 м 4,5х1,4 км, висота 40 м. Вона обмежена двома поздовжніми та двома поперечними тектонічними порушеннями амплітудою до 25 м. Перший промисловий приплив газу отримано з інт. 1192-1222 м у 1990 р. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 536 млн. м3.

Угерське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 10 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Ряд структур, у складі якого була й Угерська, виявлено в 1942-44 рр. Угерська структура являє собою ерозійний виступ сенонських відкладів, які облягаються гельветськими, баденськими та нижньосарматськими. Виступ має форму антиклінальної складки півн.-зах. простягання, розбитої поздовжніми тектонічними порушеннями амплітудою 20-200 м на 4 блоки. Розмір структури в межах родовища по розмитій поверхні гельвету-сенону 13,0х1,5-3,5 км, висота 190 м. Вище горизонту НД-9 структура має форму брахіантиклінальної складки розміром по ізогіпсі - 120 м 8х3 км, амплітудою 60 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів гіпсоангідритового горизонту з інт. 938-947 м у 1944 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них - масивно-пластовий, тектонічно екранований. Експлуатується з 1946 р. Режим покладів газовий та водонапірний. На 1.01.1994 р. родовище було на завершальній стадії розробки. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 42269 млн. м3.

Південно-Угерське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 8 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1958 р. і являє собою ерозійний виступ сенонських відкладів, які облягаються гельветськими, баденськими та нижньосарматськими г.п. Він має форму напівантикліналі півн.-зах. простягання, розбитої поздовжніми тектонічними порушеннями амплітудою 20-150 м на 2 блоки. Розмір структури по розмитій поверхні гельветсько-сенонських відкладів 4,0х1,5-1,8 км, висота 100 м. По непорушеній частині нижньосарматського розрізу структура має форму брахіантикліналі розміром 2,3х1,0 км, висотою 40 м. Перший промисловий приплив газу отримано з гельветських відкладів з інт. 1166-1175 м у 1962 р. Поклади пластові або масивно-пластові, склепінчасті, літологічно обмежені або тектонічно екрановані. Експлуатується з 1963 р. Режим покладів газовий та водонапірний. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1642 млн. м3.

Дашавське газове родовище - розташоване у Львівській обл. на відстані 15 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Родовище відкрите в 1920 р. Дашавська структура складена породами дашавської світи нижнього сармату і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання розміром 9х6 км, амплітудою 140 м. На структурі виділяються 2 куполи. Системою тектонічних порушень амплітудою 10-40 м по горизонтах НД-5 - НД-9 вона розбита на блоки. Промисловий приплив газу отримано з нижньосарматських відкладів при глибині 395 м у 1920 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Родовище введене в розробку в 1924 р. першим в Україні. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 12320 млн. м3.

Кадобнянське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл. на відстані 12 км від м. Калуш. Приурочене до центр. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Кадобнянська структура була виявлена в 1940 р. і являє собою куполовидну ізометричну складку, побудовану сарматськими та баденськими утвореннями. Розмір структури по ізогіпсі - 500 м 7х7 км, амплітуда 160 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів нижнього сармату з інт. 717-725 м у 1953 р. Поклади пластові або масивно-пластові, літологічно обмежені. Експлуатується з 1955 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 1013 млн. м3.

Гринівське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл. на відстані 5 км від м. Калуш. Приурочене до центр. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1912 р. У межах родовища виділяються 3 структурні елементи: Гринівська і Калуська складки та півд.-сх. перикліналь Кадобнянської складки. Гринівська складка - брахіантикліналь півн.-зах. простягання розмірами по ізогіпсі -800 м 15х5-6 км, висота 120 м. Калуська структура - куполовидна складка розмірами по ізогіпсі - 800 м 5х3 км, висота 70 м. У 1912 р. при глибині вибою 600 м стався газовий викид. Експлуатується з 1933 р. Більшість покладів пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені, решта - пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 3849 млн. м3.

Богородчанське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл. на відстані 5 км від смт Богородчани. Приурочене до півд.-сх. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1952 р. і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання з двома куполами. Складена вона г.п. косівської світи. Розмір структури по ізогіпсі - 900 м 6х1-4 км, висота 150 м. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів косівської світи верхнього бадену з інт. 1160-1190 м у 1967 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них - пластовий, літологічно обмежений. Експлуатується з 1969 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2319 млн. м3.

Яблунівське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл. на відстані 14 км від м. Косів. Приурочене до півд.-сх. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1965-67 рр. і являє собою брахіантикліналь півн.-зах. простягання, розміром по ізогіпсі - 1000 м 7,5х2,5 км, висота 100 м. Складена структура г.п. косівської світи верхнього бадену та нижнього сармату. Перший промисловий приплив газу отримано з відкладів косівської світи верхнього бадену з інт. 1265-1277 м у 1973 р. Поклади пластові, склепінчасті, літологічно обмежені. Експлуатується з 1980 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2640 млн. м3.

Косівське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл. на відстані 6 км від м. Косів. Приурочене до півд.-сх. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1925-26 рр. і являє собою по продуктивних відкладах сармату та бадену вузьку антиклінальну складку півн.-зах простягання, розміром 16,0х2,5 км, висотою до 50 м. Перший промисловий приплив газу отримано в 1933 р. Поклади пластові, склепінчасті або пластові, літологічно обмежені. Експлуатується з 1958 р. Режим покладів газовий. На 1.01 1994 р. родовище знаходилось на завершальній стадії розробки. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 519 млн. м3.

Ковалівське газове родовище - розташоване в івано-Франківській обл., м. Косів знаходиться в межах родовища. Приурочене до півд.-сх. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Структура виявлена в 1965-67 рр. Родовище пов'язане з трьома антиклінальними структурами, які розташовані на одній лінії вздовж тектонічного порушення. Також виділяють 3 поперечні та 1 поздовжній розрив. Загальна довжина антиклінальної лінії 9 км. Розміри локальних структур по гіпсоангідритовому горизонту: Пістинської - 3х1 км, висота 10 м; Старокосівської - 2х1 км, висота 50 м; Вижницької - 3х1 км, висота 150 м. Амплітуди тектонічних порушень 50-500 м. Перший промисловий приплив газу отримано з баденських відкладів з інт.1995-2005 м у 1970 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані або пластові, літологічно обмежені. Експлуатується з 1971 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 750 млн. м3.

Чорногузьке газове родовище - розташоване в Чернівецькій обл. на відстані 2 км від м. Вижниця. Приурочене до півд.-сх. частини Косівсько-Угерської підзони Більче-Волицької зони. Чорногузька структура виявлена в 1970 р. У межах родовища виділяються 3 локальні структури субмеридіального та півн.-зах. простягання, складені баденськими та сарматськими утвореннями. Півн.-зах. з них - Чорногузька складка. З півн. боку вона обмежена поперечним скидом. інші структури являють собою 2 куполи на одній антиклінальній лінії. Загальний розмір системи структур 12х4 км, амплітуда 100 м. Перший промисловий приплив газу отримано з баденських відкладів з інт. 903-910 м у 1982 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані або пластові, літологічно обмежені. Експлуатується з 1983 р. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 593 млн. м3.

Лопушнянське нафтове родовище - розташоване в Чернівецькій обл. на відстані 20 км від м. Вижниця. Приурочене до Лопушнянської підзони Більче-Волицької зони. Лопушнянська структура виявлена в 1972 р. Вона виражена в автохтонних мезозойських, палеогенових та неогенових відкладах Більче-Волицької зони, на які насунені стебницькі та флішеві утворення структур Максимця, Плоского і Брусного системи Покутських складок та Скибової зони. По покрівлі юрських відкладів структура являє собою брахіантикліналь загальнокарпатського простягання розміром 6х3 км, амплітуда 150 м. Поздовжніми та поперечними порушеннями вона розбита на 7 блоків. Перший промисловий приплив нафти отримано з альбсько-сеноманських утворень з інт. 4180-4199 м у 1984 р. Палеогеновий поклад пластовий, літологічно обмежений, альбсько-сеноманський - пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований, юрський - масивний. Колектори - пісковики та карбонати. Експлуатується з 1986 р. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 6401 тис. т; розчиненого газу - 1162 млн. м3. Густина дегазованої нафти 822-840 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,13-0,35 мас.%.


Бориславсько-Покутський нафтогазоносний район включає Старосамбірське, Південно-Монастирецьке, Блажівське, Бориславське, Новосхідницьке, іваниківське, Орів-Уличнянське, Соколовецьке, Заводівське, Південно-Стинавське, Мельничанське, Стинавське, Семигинівське, Танявське, Янківське, Північно-Долинське, Долинське, Вигодсько-Витвицьке, Чечвинське, Струтинське, Спаське, Рожнятівське, Спаське-Глибинне, Ріпнянське, Підлісівське, Луквинське, Рудавецьке, Росільнянське, Космацьке, Монастирчанське, Пнівське, Гвіздецьке, Південно-Гвіздецьке, Пасічнянське, Битків-Бабчинське, Довбушанське, Бистрицьке, Микуличинське, Страшевицьке родовища.

Старосамбірське нафтове родовище - розташоване у Старосамбірському районі Львівської області на відстані 17 км від м. Самбір. Знаходиться в північно-західній частині Бориславсько-Покутської зони. Старосамбірська структура виявлена в 1959 р. Вона являє собою антикліналь півн.-зах. простягання. Розміри складки по покрівлі ямненської світи 3,6х1,4 км, висота 420 м. Структура повністю перекрита насувом Берегової скиби Карпат. Поклади виявлені в ямненській світі палеоцену та вигодській - еоцену. Перший промисловий приплив нафти отримано при випробуванні пісковиків ямненської світи (інт. 3458-3520 м) у 1969 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний. Експлуатується з 1969 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 3719 тис. т; розчиненого газу - 440 млн. м3. Густина дегазованої нафти 846-850 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,33-1,75 мас.%.

Південно-Монастирське нафтове родовище - розташоване у Старосамбірському районі Львівської області на відстані 16 км від м. Самбір. Знаходиться в північно-західній частині Бориславсько-Покутської зони, пов'язане з Сушицькою складкою другого ярусу структур. Сушицька структура виявлена в 1972 р. Це антикліналь півн.-зах. простягання, розмірами 5х3 км, висотою 1200 м. Перший промисловий приплив нафти отримано при випробуванні підроговикових пісковиків та роговикового горизонту менілітової світи (інт. 4945-4962 м) у 1980 р. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1982 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 350 тис. т; розчиненого газу - 29 млн. м3. Густина дегазованої нафти 860 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,36 мас.%.

Блажівське нафтове родовище - розташоване у Старосамбірському районі Львівської області на відстані 10 км від м. Старий Самбір. Приурочене до першого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1955-56 рр. Блажівська складка є фронтальною структурою першого ярусу. По покрівлі ямненської світи - це вузька напівантикліналь півд.-сх. простягання розміром 4,7х2,5 км та висотою 1100 м. Півд.-сх. перикліналь обмежена Волянським розломом. Півд.-зах. крило ускладнене підкидом амплітудою близько 300 м, яким структура ділиться на півн.-сх. та півд.-зах. блоки. З півд.-зах. боку на структуру насунута Монастирецька складка. Перший приплив нафти отримано з ямненських пісковиків опущеної присклепінчастої частини Блажівської складки (інт. 3348-3370 м) у 1991 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - товстошаруваті та масивні дрібно- і середньозернисті пісковики ямненської світи. Експлуатується з 1993 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 1016 тис. т. Густина дегазованої нафти 841-876 кг/м3. Вміст сірки у нафті 2,0-2,32 мас.%. Розвідка родовища продовжується.

Бориславське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Дрогобицькому районі Львівської області на відстані 12 км від м. Дрогобич. Приурочене до першого та другого ярусів складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони та до Орівської і Берегової скиб Складчастих Карпат. Відомі спроби промислового використання родовища в 1810-17 рр. У 1947 та 1965 рр. межі нафтоносності Глибинної складки були розширені за рахунок Помірківського та Попельського блоків. Загальна кількість свердловин усіх категорій на Бориславському родовищі становить близько 3 тис. У геол. будові родовища беруть участь теригенні флішеві відклади верхньої крейди, палеоцену, еоцену, олігоцену та моласові утворення неогену. Промислово нафтогазоносними є пісковики та алевроліти всього розрізу від воротищенської до стрийської світи включно. Основною серед структур є Глибинна (82,7% всіх запасів). Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, деякі також літологічно обмежені. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 39292 тис. т; розчиненого газу - 16112 млн. м3; газу - 1083 млн. м3; конденсату - 88 тис. т. Густина дегазованої нафти 837-872 кг/м3. Вміст сірки у нафті до 0,78 мас.%.

Новосхідницьке нафтове родовище - розташоване у Дрогобицькому районі Львівської області на відстані 18 км від м. Дрогобич. Приурочене до другого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Район відомий з ХіХ ст. Район родовища має покривно-лусковий стиль тектоніки. Складки являють собою антикліналі півн.-зах. простягання. Довжина новосхідницької структури 7, Кропивницької та Південно-Кропивницької понад 11 км, ширина 2-2,3, 0,9-2,3, 1,5-2,0 км, висота 600, 1000 та 800 м відповідно. У 1976 р. структуру підготовлено до глибокого буріння. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1980 р. з нижньоменілітових утворень Кропивницької складки з інт. 4860-4909 м. Всього пробурено 16 свердловин. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Колектори - пісковики та алевроліти. Режим покладів пружний (або пружноводонапірний) та розчиненого газу. Експлуатується з 1976 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 788 тис. т; розчиненого газу - 1288 млн. м3. Густина дегазованої нафти 843-851 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,2-0,31 мас.%.

іваниківське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Дрогобицькому районі Львівської області на відстані 14 км від м. Дрогобич. Пов'язане з другим ярусом складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1964 р. Район родовища має покривно-насувний стиль тектоніки. іваниківська структура (8,8-3,1 км, висота 1200 м) є лінійно витягнутою асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання. З півд.-зах. з нею контактує Південно-іваниківська структура (8,8х2,8 км, висота 1000 м). Обидві складки розбиті на Помірківський (півн.-зах.) та іваниківський блоки. Перший промисловий приплив газу та конденсату отримано у 1966 р. з вигодської світи еоцену іваниківської складки з інт. 3054-3103 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим газоконденсатних покладів газовий, нафтових - пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1968 р. Запаси (підраховувались у 1976 р.) початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 4 тис. т; газу - 3162 млн. м3; конденсату - 704 тис. т. Густина дегазованої нафти 884 кг/м3. Розробка родовища завершена.

Орів-Уличнянське нафтове родовище - розташоване у Дрогобицькому районі Львівської області на відстані 16 км від м. Дрогобич. Приурочене до першого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1950-53 рр. Структура є фронтальною складкою першого ярусу, яка має дещо відмінне від загальнокарпатського субширотне простягання. Це асиметрична антикліналь, насунута у півн. напрямку на структури другого ярусу. Довжина її понад 8 км, ширина 7, а висота 1,2 км. Перший приплив нафти та газу отримано в 1962 р. при випробовуванні пісковиків менілітової світи з інт. 3136,5-3141 м. Всього пробурено 104 свердловини. Поклади склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1962 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 4524 тис. т; розчиненого газу - 2853 млн. м3. Густина дегазованої нафти 837-854 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,13-0,41 мас.%.

Соколовецьке нафтове родовище - розташоване у Стрийському районі Львівської області на відстані 13 км від м. Трускавець. Знаходиться у третьому ярусі складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Соловецька структура виявлена в 1976 р. і являє собою асиметричну антикліналь загальнокарпатського простягання. Поперечними скидо-зсувами вона розбита на 3 блоки, які ступінчасто занурюються у півд.-сх. напрямку. Загальна довжина складки 11,8, ширина - до 4 км; у межах продуктивного півд.-сх. блоку 4,7 та 3,5 км відповідно при висоті понад 600 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1987 р. з клівських пісковиків нижньоменілітової підсвіти з інт. 5704-5797 м. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Родовище знаходиться у консервації. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 380 тис. т. Густина дегазованої нафти 813 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,164 мас.%.

Заводівське нафтове родовище - розташоване у Сколівському районі Львівської області на відстані 23 км від м. Стрий. Приурочене до другого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Структура виявлена в 1966 р. Заводівська складка другого ярусу - антикліналь субширотного простягання, розміри якої по покрівлі вигодської світи становлять 7,0х3,3 км, висота 425 м. Перший приплив нафти отримано в 1975 р. з відкладів верхньої частини вигодської світи Заводівської складки другого ярусу з інт. 4390-4400 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, два з них також літологічно обмежені. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики. Експлуатується з 1977 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 3793 тис. т; розчиненого газу - 1724 млн. м3. Густина дегазованої нафти 834-840 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,08-0,16 мас.%.

Південно-Стинавське нафтове родовище - розташоване у Сколівському районі Львівської області на відстані 19 км від м. Стрий. Приурочене до півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони, пов'язане з Південно-Стинавською складкою другого ярусу структур. Підняття виявлене в 1985 р. Південно-Стинавська складка являє собою асиметричну антикліналь, яка простягається з півн.-зах. на півд.-сх. Розміри структури по ізогіпсі - 4300 м 3,7х2,8 км, висота 500 м. У 1991 р. з відкладів менілітової світи (інт. 4677-4712 м) отримано фонтан нафти дебітом 14,8 м3/добу на діафрагмі діаметром 3,5 мм. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти олігоцену. Експлуатується з 1993 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 340 тис. т. Густина дегазованої нафти 849 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,32 мас.%.

Мельничанське нафтове родовище - розташоване у Стрийському районі Львівської області на відстані 25 км від м. Стрий. Приурочене до другого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. В 1968 р. була виявлена Семигинівська структура родовища, півн.-зах. частина якої у 1986 р. підготовлена до пошукового буріння як окрема Нижньостинавська структура. Остання являє собою асиметричну напівантикліналь загальнокарпатського простягання. Розміри складки 3,6х2,1 км, висота 500 м. Перший промисловий приплив нафти та газу отримано в 1989 р. при випробуванні пісковиків вигодської світи еоцену з інт. 4757-4790 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1990 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 806 тис. т; розчиненого газу - 5 млн. м3. Густина дегазованої нафти 838-843 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,16-0,46 мас.%.

Стинавське нафтове родовище - розташоване у Стрийському районі Львівської області на відстані 15 км від м. Стрий. Знаходиться в першому ярусі складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Структура виявлена в 1964 р. Район родовища характерний покривним стилем тектоніки. Родовище пов'язане з лускоподібною антиклінальною складкою загальнокарпатського простягання. На півд. заході Стинавська складка контактує з Заводівською антикліналлю. Розміри складки 7,6х5,7 км, висота 250 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1967 р. при випробуванні менілітових відкладів з інт. 3501-3607 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 800 тис. т; розчиненого газу - 1326 млн.. м3. Густина дегазованої нафти 839-852 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,36 мас.%.

Семигинівське нафтове родовище - розташоване у Стрийському районі Львівської області на відстані 14 км від м. Стрий. Приурочене до другого ярусу складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Семигинівська структура виявлена в 1968 р. і являє собою асиметричну антикліналь півн.-зах. простягання. Поперечними скидо-зсувами складка розбита на Семигинівський та Довголуцький блоки, які є окремими гідродинамічними системами. Розміри складки у Семигинівському блоці 7,0х2,5 км, висота 130 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1976 р. при випробуванні клівських пісковиків менілітової світи з інт. 4290-4369 м. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. З 1982 р. родовище знаходиться в консервації. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 3200 тис. т; розчиненого газу - 995 млн. м3. Густина дегазованої нафти 847 кг/м3.

Танявське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Долинському районі івано-Франківської обл. на відстані 24 км від м. Долина. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1961 р. Район родовища характеризується покривно-лускуватим стилем тектоніки. По відкладах палеогену Танявська складка є дещо асиметричною напівбрахіантикліналлю півн.-зах. простягання. Поперечним скидом амплітудою 50-100 м складка розділена на Танявський і Моршинський блоки, останній поздовжніми підкидами розбитий на 5 частин. Розміри структури 5,5х4,2 км, висота у Моршинському блоці становить 400 м, у Танявському - 200 м. Продуктивний елемент на Танявському родовищі має вигляд монокліналі. Довжина продуктивного блоку по утвореннях палеоцену 1,7 км, ширина 1,3 км, висота 500 м. Перший промисловий приплив нафти дебітом 1,5 м3/добу при періодичному фонтануванні отримано в 1965 р. з нижньоменілітових утворень Танявської складки (інт. 3799-4005 м). Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний. Колектори - пласти пісковиків та алевролітів. Експлуатується з 1968 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 852 тис. т; розчиненого газу - 3326 млн. м3; газу - 713 млн. м3; конденсату - 176 тис. т. Густина дегазованої нафти 841 кг/м3. Вміст сірки у нафті до 0,36 мас.%.

Янківське нафтове родовище - розташоване у Долинському районі івано-Франківської обл. на відстані 15 км від м. Стрий. Знаходиться у північно-західній частині Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину. Виявлене в 1962 р. Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Берегова скиба Карпат насунута на перший ярус структур Бориславсько-Покутської зони, а останні повністю перекривають підвернуте півн.-сх. крило Північно-Танявської антикліналі, яке відокремлюється від неї і від Янківської складки другого ярусу поверхнями насувів. У поперечному перерізі підвернуте крило є структурою з оберненою послідовністю стратиграфічного розрізу. Ширина структури 4,7, довжина 3,8-5 км, висота 1200 м. Перший приплив нафти та газу отримано в 1983 р. з відкладів еоцену (інт. 5235-5292 м). Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Колектори - пласти пісковиків та алевролітів, відокремлених прошарками аргілітів. Експлуатація родовища не проводилась. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 100 тис. т. Густина дегазованої нафти 824 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,17 мас.%.

Північно-Долинське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Долинському районі івано-Франківської обл. на відстані 6 км від м. Долина. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Північно-Долинська складка виділена в 1946-47 рр. Це вузька лінійно витягнута антикліналь півн.-зах. простягання довжиною 14, шириною 2-2,5 км і висотою понад 600 м. Поперечними порушеннями амплітудою 30-100 м складка разділена на 8 ділянок, умовно об'єднаних у 2 блоки: Болехівський та Долинський. Промислова нафтогазоносність менілітових відкладів встановлена в 1954 р., еоценових - у 1960 р. (у 1961 р. відкрито газову шапку), менілітових відкладів опущеної по поздовжньому порушенню частини півн.-сх. крила (Якубівська структура) - у 1976 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Глибина залягання покладів 2100:3150 м. Режим покладів пружний та розчиненого газу і газової шапки та розчиненого газу. Експлуатується з 1963 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 6756 тис. т; розчиненого газу - 4749 млн. м3; газової шапки - 2818 млн. м3; конденсату - 302 тис. т. Густина дегазованої нафти 830-842 кг/м3. Вміст сірки у нафті до 0,16-0,17 мас.%, парафіну - 4-12.5 %, смол - 10-19 %; газ метановий.

Долинське нафтове родовище - розташоване у Долинському районі івано-Франківської обл. на відстані 5 км від м. Долина. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 30-х рр. ХХ ст. Розробляється з 1950-56 рр. По утвореннях палеогену Долинська складка є антикліналлю з похилим півд.-зах. крилом і крутим, значною мірою зрізаним насувом, півн.-східним. Складка має загальнокарпатське простягання. Розміри складки 11,0х2,9 км, висота 1200 м. В 1950 р. з менілітових відкладів олігоцену з інт. 1543-1818 м отримано фонтан нафти дебітом 30 т/добу. Загалом нафт. поклад пов'язаний з відкладами еоцену і олігоцену. Поклади родовища масивно-пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них - пластовий, літологічно обмежений. Колектори - пісковики і алевроліти. Пористість 7,8-12,3%, проникність 0,1-110 мД. Тип колектора порово-тріщинний. Глибина залягання покрівлі покладу 1600 м, Глибина залягання нафтоносних верств - 1600-3000 м., потужність пластів - до 100-120 м. Висота покладу 1401 м. Початковий пластовий тиск 30,4 МПа, температура 54-82 оС. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 38320 тис. т; розчиненого газу - 12963 млн. м3. Густина дегазованої нафти 769-844 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,17-0,32 мас.%, парафіну 8,3-11,5%, смол 6 -19%. Спосіб експлуатації - фонтаний і насосний. Для підтримки пластового тиску використовується законтурне заводнення.

Вигодсько-Витвицьке нафтове родовище - розташоване у Долинському районі івано-Франківської обл. на відстані 9 км від м. Долина. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1960-65 рр. Вигодська складка є частиною тильної лінії структур першого ярусу і являє собою вузьку асиметричну антикліналь півн.-зах. простягання. Поперечними скидозсувами складка в межах родовища розбита на 3 блоки. Розміри структури 15,0х2,5 км, висота 800 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1967 р. з утворень верхньоменілітової підсвіти з інт. 3423-3802 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1967 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 845 тис. т; розчиненого газу - 214 млн. м3. Густина дегазованої нафти 843 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,34 мас.%.

Чечвинське нафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 9 км від м. Рожнятів. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1958 р. Нижньострутинська структура в межах Рожнятівського блоку є асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання, розміром 3,0х2,6 км, висотою до 800 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1980 р. з відкладів нижньоменілітової підсвіти олігоцену з інт. 2832-2852 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1982 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 981 тис. т; розчиненого газу - 135 млн. м3. Густина дегазованої нафти 854-855 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,09-0,21 мас.%.

Струтинське газонафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 7 км від м. Рожнятів. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Струтинське підняття виявлене в 1956 р. Родовище пов'язане в верхньострутинською складкою - асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання. Поперечними скидо-зсувами амплітудою до 100 м структура розбита на Оболонський, Спаський, Північно-Струтинський, Струтинський та Вільхівський блоки. Загальна довжина структури понад 15 км, ширина - до 3-3,5 км, висота 1000 м, у межах Північно-Струтинського та Струтинського блоків - 4,4; 1,2-2,0 і 0,4 км відповідно. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1959 р. з середньо- та верхньоменілітових утворень з інт. 2147-2345 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів пружний та розчиненого газу, у Вільхівському блоці - газовий. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1963 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 6081 тис. т; розчиненого газу - 2204 млн. м3; газу - 600 млн. м3. Густина дегазованої нафти 842-859 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,29-0,39 мас.%.

Спаське нафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 10 км від м. Рожнятів. Належить до першого ярусу структур центр. частини Бориславсько-Покутської зони і підвернутого крила Берегової скиби Карпат. Спаська структура виявлена в 1956 р. Спаська складка належить до тильної лінії першого ярусу структур Бориславсько-Покутської зони, яка по насуву межує з Береговою скибою Карпат і повністю нею перекрита. По менілітових відкладах складка є вузькою майже симетричною у присклепінчастій частині антикліналлю півн.-зах. простягання. Розміри Спаської складки у межах родовища 10,5х2,7 км, висота 1600 м. У 1959 р. з нижньоменілітових відкладів з інт. 1328-1526 м отримано фонтан нафти дебітом 28 т/добу на діафрагмі діаметром 14 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них - пластовий, склепінчастий, літологічно обмежений. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1960 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 2228 тис. т; розчиненого газу - 493 млн. м3. Густина дегазованої нафти 830-849 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,22-0,44 мас.%.

Спаське-Глибинне нафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 8 км від м. Рожнятів. Знаходиться в першому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 70-х рр. ХХ ст. Для району родовища характерний покривний стиль тектоніки. Берегова скиба Карпат перекриває Спаську та Верхньострутинську складки першого ярусу та частково Нижньострутинську. Ці структури взаємонасунуті у півн.-сх. напрямку одна на одну та на структури другого ярусу. Родовище пов'язане з трьома блоками півд.-зах. частини (розміром по покрівлі продуктивного горизонту 7,0х1,5-1,5 км, висота 700 м) підвернутого крила Нижньострутинської фронтальної складки.У 1974 р. з менілітових порід при глибині вибою 4628 м отримано відкритий нафтогазовий фонтан. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Родовище знаходиться у консервації. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 468 тис. т. Густина дегазованої нафти 850 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,12 мас.%.

Ріпнянське нафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 13 км від м. Рожнятів. Належить до першого ярусу складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Це одне з найстаріших родовищ в Україні; видобуток нафти розпочато в 1786 р. Всього на родовищі пробурено 266 свердловин. Західно-Ріпнянська складка - асиметрична антикліналь півн.-зах. простягання. Між нею та Східно-Ріпнянською складкою знаходиться структура Клин, яка є підкинутим півд.-зах. крилом Східно-Ріпнянської складки. Поперечними розломами амплітудою 100-200 м складки розбиті на блоки. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані та літологічно обмежені. Режим покладів пружний та розчиненого газу. На 1.01 1994 р. родовище знаходилось на завершальній стадії розробки. Запаси (підраховані у 1950 р.) початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 924 тис. т; розчиненого газу - 34 млн. м3. Густина дегазованої нафти 822-842 кг/м3. Вміст сірки у нафті до 0,64 мас.%.

Підлісівське нафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 9 км від м. Рожнятів. Приурочене до другого ярусу складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Луквинська структура виявлена в 1962 р. Родовище відкрите в 1985 р. В утвореннях менілітової світи Луквинська структура є асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання. Поперечним скидозсувом з вертикальною амплітудою до 400 м структура розбита на 2 блоки, які являють собою окремі гідродинамічні системи. Розміри структури 5х1-2 км, висота до 100 м. В 1985 р. з відкладів верхньоменілітової підсвіти з інт. 2970-2990 м отримано фонтан нафти 29,1 т та розчиненого газу 60,5 тис. м3 на добу через діафрагму 8 мм. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1986 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 285 тис. т; розчиненого газу - 55 млн. м3. Густина дегазованої нафти 856-861 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,02-0,54 мас.%.

Луквинське газонафтове родовище - розташоване у Рожнятівському районі івано-Франківської обл. на відстані 16 км від м. Рожнятів. Приурочене до другого ярусу складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Вивчення території родовища розпочате в 1947-49 рр. Промислова нафтогазоносність пов'язана з півн.-зах. перикліналлю Луквинської складки, яка має загальнокарпатське півн.-зах. простягання. Поперечними скидозсувами структура розбита на блоки: Небилівський, Слобідсько-Небилівський, Північно-Майданський. Поклади вуглеводнів виявлені лише в другому блоці, який має розміри 2,4х1,5 км та висоту 600 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1977 р. з відкладів еоцену з інт. 1436-1670 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режими покладів: пружний та розчиненого газу, газової шапки та розчиненого газу, газовий. На 1.01 1994 р. з родовища видобуто 539,3 тис. т (36,76 % початкових видобувних запасів) нафти і 235,3 млн. м3 попутного газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 1548 тис. т; розчиненого газу - 671 млн. м3; газу - 153 млн. м3. Густина дегазованої нафти 821-837 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,17-0,25 мас.%.

Росільнянське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Богородчанському районі івано-Франківської обл. на відстані 20 км від м. Богородчани. Знаходиться у третьому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1957-58 рр. Росільнянська складка є асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання. Розміри її по покрівлі еоцену 14х4 км, висота 1100 м. Поперечними скидозсувами вона розбита на 4 блоки. У 1965 р. з вигодської світи еоцену виник аварійний фонтан, дебіт газу становив 100-110 тис. м3, конденсату - 6 т на добу. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим газоконденсатних скупчень - газовий, нафтового покладу - пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1969 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 141 тис. т; розчиненого газу - 114 млн. м3; газу - 6314 млн. м3; конденсату - 339 тис. т. Густина дегазованої нафти 821 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,14 мас.%.

Космацьке газоконденсатне родовище - розташоване у Богородчанському районі івано-Франківської обл. на відстані 7 км від м. Богородчани. Належить до третього ярусу складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1964-65 рр. Космацька структура є асиметричною антикліналлю півн.-зах. простягання. Розміри складки по покрівлі еоцену становлять 8-9х3 км, висота 1100 м. У 1967 р. з відкладів менілітової світи з інт. 2632-2640 м отримано фонтан газу дебітом 380 тис. м3 та конденсату - 99,9 т на добу через діафрагму діаметром 10 мм. Менілітовий поклад пластовий, склепінчастий, літологічно обмежаний, еоценовий - пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладів газовий. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1968 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 9224 млн. м3; конденсату - 811 тис. т.

Монастирчанське газоконденсатне родовище - розташоване у Богородчанському районі івано-Франківської обл. на відстані 14 км від м. Богородчани. Знаходиться у четвертому ярусі складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Монастирчанська складка виявлена в 1984-85 рр. Це асиметрична антикліналь півн.-зах. простягання насунута у півн.сх. напрямку на Гвіздецьку складку. Розміри складки по покрівлі менілітової світи 3,4х1,8 км, висота 600-700 м. Перший промисловий приплив газу і конденсату отримано в 1988 р. з менілітових відкладів з інт. 3580-3620 м. Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу газовий. Колектори - пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1988 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 711 млн. м3; конденсату - 81 тис. т.

Пнівське нафтове родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 7 км від м.Надвірна. Знаходиться у півд.-сх. частині Бориславсько-Покутської зони. Пнівська складка виявлена в 1948 р. По палеогеновому комплексу Пнівська структура є вузькою лінійно витягнутою асиметричною антикліналлю півд.-сх. простягання, майже повністю перекрита Береговою скибою Карпат. Розміри структури становлять 6,9х3,0 км, висота 1600 м. Перший приплив нафти отримано в 1963 р. з утворень середньоменілітової підсвіти з інт. 2385-2430 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1963 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 423 тис. т; розчиненого газу - 494 млн. м3. Густина дегазованої нафти 830-846 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,22 мас.%.

Гвіздецьке нафтове родовище - розташоване у Богородчанському районі івано-Франківської обл. на відстані 12 км від м. Богородчани. Приурочене до четвертого ярусу структур півд.-сх. частини Бориславсько-Покутської зони. Гвіздецька складка виявлена в 1962 р. Це антикліналь субмеридіонального простягання, яка є фронтальною у четвертому ярусі. Розміри складки 4,4х1,4 км, висота понад 600 м. Перший промисловий приплив нафти отримано в 1963 р. з середньоменілітових відкладів з інт. 1750-1840 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1963 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 1297 тис. т; розчиненого газу - 459 млн. м3. Густина дегазованої нафти 851-870 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,21-0,27 мас.%.

Південно-Гвіздецьке нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 2 км від м.Надвірна. Приурочене до четвертого ярусу структур півд.-сх. частини Бориславсько-Покутської зони. Південно-Гвіздецька структура виявлена в 1980 р. Вона являє собою антикліналь, фронтальну у четвертому ярусі структур. В межах родовища поперечними порушеннями складка розбита на Битківський та Пасічнянський блоки. Розміри складки 8,5х2,5 км, висота 900-1000 м. Перший промисловий приплив нафти та газу отримано в 1984 р. з менілітових відкладів з інт. 3020-3165 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, два з них також літологічно обмежені. Режими покладів газовий, пружний та розчиненого газу. Експлуатується з 1984 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 1276 тис. т; розчиненого газу - 372 млн. м3; газу - 1030 млн. м3; конденсату - 218 тис. т. Густина дегазованої нафти 813-880 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,12-0,32 мас.%.

Пасічнянське нафтове родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 8 км від м.Надвірна. Знаходиться у півд.-сх. частині Бориславсько-Покутської зони. Пасічнянська складка виявлена наприкінці 50-х - початку 60-х рр. ХХ ст. Вона являє собою лінійно витягнуту з півн. заходу на півд. схід асиметричну антикліналь, розділену поперечними скидо-зсувами на Старунський, Битківський та Пасічнянський блоки, висотою 2300, 900, 700 м відповідно. Загальна довжина складки 10,7 км, ширина 2-3,5 км. Перший промисловий приплив нафти та газу отримано в 1970 р. з менілітових відкладів з інт. 3896-4410 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пласти пісковиків та алевролітів. Експлуатується з 1970 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 5089 тис. т; розчиненого газу - 1836 млн. м3. Густина дегазованої нафти 846-868 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,21-0,42 мас.%.

Битків-Бабченське нафтогазоконденсатне родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 7 км від м.Надвірна. Приурочене до Берегової скиби Карпат і групи складок центр. частини Бориславсько-Покутської зони. Вивчення району родовища розпочали в 1860-1870 рр. Для родовища характерний покривно-лускоподібний стиль тектоніки. Поклади вуглеводнів приурочені до Берегової скиби Карпат, і та іі ярусів складок Бориславсько-Покутської зони. Складки обох структурних ярусів розбиті поперечними скидозсувами з амплітудою 300-1000 м. Складки іі ярусу в межах родовища простягаються на 30 км при ширині 5-6 км, першого - на 14 км при ширині до 7 км. Перший промисловий приплив нафти отримано з менілітових утворень у 1889 р. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них також літологічно обмежений. Режими покладів: газовий, пружний та розчиненого газу, пружноводонапірний та розчиненого газу. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 12442 тис. т; розчиненого газу - 9490 млн. м3; газу - 46431 млн. м3; конденсату - 1829 тис. т. Густина дегазованої нафти 768-865 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,24-0,70 мас.%.

Довбушанське нафтогазове родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 17 км від м.Надвірна. Пов'язане з другим ярусом складок півд.-сх. частини Бориславсько-Покутської зони. Буріння на Довбушанській площі було продовженням пошуково-розвідувальних робіт на півд. сході Битків-Бабченського нафтогазоконденсатного родовища. Поклади родовища приурочені до трьох антиклінальних структур півн.-зах. простягання: Південно-Довбушанської, Довбушанської, Малогорганської. Загальна ширина всієї смуги складок 1,8-3,6 км, довжина - 10,5 км, висота 200-900 м. Перший промисловий приплив нафти отримано з менілітових утворень у 1976 р. (інт. 2580-2886 м). Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу (в нижньоменілітовій підсвіті Північно-Ділятинського блоку також і газової шапки). Експлуатується з 1977 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 3350 тис. т; розчиненого газу - 359 млн. м3; газу - 316 млн. м3. Густина дегазованої нафти 851-857 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,35-0,46 мас.%.

Бистрицьке нафтове родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 21 км від м.Надвірна. Пов'язане з першим ярусом складок півд.-сх. частини Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1978 р. Поклади приурочені до чотирьох насунутих одна на одну антикліналей: Південно-Поляницької, Поляницької, Південно-Бистрицької, Бистрицької. Амплітуда насувів 200-500 м. Загальна довжина структур родовища 12,5-14,0 км, ширина - 3,7-5,2 км, висота структурних елементів 300-1000 м. Перший приплив нафти отримано в 1978 р. з менілітових відкладів з інт. 2404-2510 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. Колектори - пласти пісковиків та алевролітів. Експлуатується з 1978 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 4174 тис. т; розчиненого газу - 427 млн. м3. Густина дегазованої нафти 832-841 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,12-0,29 мас.%.

Микуличинське нафтове родовище - розташоване у Надвірнянському районі івано-Франківської обл. на відстані 27 км від м.Надвірна. Знаходиться у півд.-сх. частині Бориславсько-Покутської зони. Виявлене в 1984 р. Микуличинська складка - асиметрична антикліналь півн.-зах. простягання. Поперечними скидозсувами вона розбита на Ділятинський, Микуличинський та Березівський блоки. Розміри складки в межах продуктивної частини Микуличинського блоку 2,4х3,0 км, висота 800-900 м. Перший промисловий приплив нафти отримано з менілітових утворень у 1991 р. (інт. 2460-2520 м). Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружноводонапірний та розчиненого газу. Колектори - середньо- та товстошаруваті пісковики та алевроліти. Експлуатується з 1991 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 103 тис. т. Густина дегазованої нафти 874 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,65 мас.%.

Страшевицьке нафтове родовище - розташоване у Старосамбірському районі Львівської області на відстані 2,5 км від м. Старий Самбір. Знаходиться у першому ярусі складок півн.-зах. частини Бориславсько-Покутської зони. Територія родовища почала вивчатися в 1974 р. Страшевицька структура є лускою півн.-зах. простягання, що сформувалася з фронтальної частини Старосамбірської складки і відокремлюється від неї невеликим насувом. Розміри складки 5х1 км, висота понад 400 м. Перший промисловий приплив нафти отримано з утворень вигодської світи еоцену в 1995 р. (інт. 3295-3333 м). Поклад пластовий, склепінчастий, тектонічно екранований. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Колектори - пісковики та алевроліти, перешаровані пластами аргілітів. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 110 тис. т. Густина дегазованої нафти 843 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,27 мас.%.


Карпатська нафтогазоносна область включає Стрільбицьке та Східницьке нафтові родовища.

Стрільбицьке нафтове родовище - розташоване у Старосамбірському районі Львівської області на відстані 5 км від м. Старий Самбір. Належить до півн.-зах. частини Скибової зони Карпат. Відкрите в 1860 р. У будові структур родовища беруть участь флішеві утворення крейди і палеогену Берегової скиби. Вони згруповані у вузькі асиметричні складки карпатського простягання: Стрільбицьку, розміром 2,5х1,0 км, висотою 700 м, та Старосільську, розміром 2,5х0,6 км, висотою 500 м. У 1989 р. отримано приплив нафти з інт. 366-416 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів пружний та розчиненого газу. За даними на 1.01 1994 р., поклади Старосільської складки ще не розроблялись. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 353 тис. т; розчиненого газу - 13 млн. м3. Густина дегазованої нафти 849-878 кг/м3. Вміст сірки у нафті 0,40-1,05 мас.%.

Східницьке нафтове родовище - розташоване у Дрогобицькому районі Львівської області на відстані 10 км від м. Борислав. Належить до півн.-зах. частини Орівської скиби Карпат. На території родовища нафту видобували ще в середині ХіХ ст. У поперечному перетині Східницька структура є асиметричною антикліналлю карпатського простягання, насунутою у півн.-сх. напрямку на сусідню складку. По покрівлі палеоценових відкладів складка утворює 2 локальних склепіння: півн.-західне (Східницька ділянка) та півд.-східне (Урицька ділянка). Сідловина між ними має глибину до 150-200 м. Розміри структури в межах контура нафтоносності становлять 5,9х0,8 км, висота до 200 м. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані, один з них також літологічно обмежений. Режим покладів пружний, розчиненого газу та гравітаційний. Експлуатується з 1872 р. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: нафти - 3812 тис. т; розчиненого газу - 407 млн. м3. Густина дегазованої нафти 826-874 кг/м3. Вміст сірки у нафті до 0,26 мас.%.


Закарпатська газоносна область включає Русько-Комарівське, Станівське, Королівське, Солотвинське газові родовища.


Русько-Комарівське газове родовище - розташоване в Ужгородському районі Закарпатської обл. на відстані 15 км від м. Ужгород. Належить до півн.-зах. частини Закарпатського внутрішнього прогину. Виявлене в 1961 р. Структура являє собою брахіантикліналь субмеридіонального простягання розміром 4,0х2,5 км, висотою 250 м з лаконітовим тілом гранодіорит-порфірів на рівні бадену. Трьома тектонічними розривами з амплітудами 140-350 м складка розбита на окремі блоки. Перший промисловий приплив газу отримано в 1985 р. з відкладів верхнього бадену і нижнього сармату. Поклади пластові, склепінчасті, тектонічно екрановані. Режим покладів газовий. Запаси початкові видобувні категорій А+В+С1: газу - 2044 млн. м3.


"Чорноморнафтогаз" - найбільша українська компанія з розвідки і видобутку нафти і газу на українському шельфі Чорного і Азовського морів. Експлуатує шість газових і одне нафтове родовище. Компанія добуває близько 4,3% газу в Україні. У 2001 р. "Чорноморнафтогаз" збільшив видобуток газу на 2,9% в порівнянні з 2000 р до 0,79 млрд. м3. 100% акцій "Чорноморнафтогазу" належить державній компанії "Нафтогаз України".

"Чорноморнафтогаз" планує збільшити видобуток газу до 4,5 млрд. куб.м/рік до 2010 р. Для цього необхідно освоїти родовища на глибоководному шельфі. Обсяг вкладень тільки на одне родовище на глибоководному шельфі оцінюється до $1 млрд.. Вартість тільки розвідувальних робіт становить $100 млн. [GEONEWS.com.ua].


Гірничий енциклопедичний словник, т. 3. / За ред. В. С. Білецького. — Донецьк: Східний видавничий дім, 2004. — 752 с. ISBN 966-7804-78-X