Рудківське газове родовище

Відкрите 1950р. у сарматських, гельветюрських відкладах. По­в’язане з антиклінальним підняттям північно-західного простягання у Гельветюрських відкладах антикліналь міститься у трохи піднято­му блоці, який є обмежений з південного заходу і північного схо­ду тектонічними розривами. У центральній частині структура усклад­нена тектонічними порушеннями. Розмір осей складки 9 на 3,3 км. Колектори–пісковики і алевроліти з.пересічною відкритою пористістю 13,5% і проникністю від 0,1·10^-15 до 1230·10^-15 (Сармат), 6,67-18,9% і до 2740·10^-15м² (гельветюрські відклади). Поклад пластовий склепін­ний (нижній сармат) і масивно-пластовий склепінний, тектонічно-екранований (гельвет-юра). Режим пружногазовий у поєднанні з во­донапірним. На глибині 1056м початковий пластовий тиск 10,05 МПа, коефіцієнт аномальності 0,95 (сармат), на глибині 1505 м початковий пластовий тиск 14,8 МПа, коефіцієнт аномальності 0,98 (юри-гельвет).

Більче-Волицьке газове родовище

Відкрите 1949р у відкладах верхньої крейди. Пов’язане з ду­же порушеними тектонічними розривами мезозойського підніжжя зовнішньої зони Передкарпатського прогину. У кожному із блоків верстви гірських порід утворюють спадисті антикліналі. У централь­ному блоці розмір осей антиклінальної складки 13,5x4,5 км, амплітуда 160 м. Колектори-пісковики з відкритою пористістю 16,76-21,4% і проникністю (19,28-60,5)·10^-15м². Породами-покришками є ар­гіліти і галогенні утворення тортону і глинясті відклади сармату.

Поклади масивно-пластові, тектонічно-екрановані, режим газовий у поєднанні із пружним і водонапірним. На глибині 1030 м початковий пластовий тиск 9,87 МПа, коефіцієнт аномальності 0,95.

Угерське газове родовища

Відкрите 1946р. Пов’язане з трохи піднятим і розколотим серією тектонічних порушень у мезозойських відкладах, у якому верст­ви гірських порід утворюють опадисту антикліналь з розмірами осей 10x5 км і амплітудою 250. м. Продуктивними є відклади верхньої крейди і нижнього сармату, де природні резервуари репрезентовані піс­ковиками, які літологічно виклинюються і є вигнуті в антиклінальні складки. Відкрита пористість колекторів 5-30,5% і проникність 8-1283·10^-15м². Покришками є глинисто-хемогенні породи для колек­торів верхньої крейди і глинисті породи нижнього сармату для природних резервуарів у товщі цього віку. В нижньому сарматі пок­лади газу пластові склепінні, тектонічно–екрановані і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні з пружним і водонапірним. У верхній крейді поклад газу масивний, режим газовий у поєднанні з пружноводонапірним. На глибині 1091 м (верхня крейда) початковий пластовий тиск 10,2 МПа, коефіцієнт аномальності 0,93.

Гринівське газове родовище

Відкрите 1946р. промислова розвідка тривала до 1961р. Повя’зане з дуже порушеними тектонічними розривами антикліналлю у відк­ладах верхнього тортону, де колекторами є пісковики з відкритою пористістю 11,4-13,1% і проникністю до 3854 10^-15м². Розмір осей складки 15х7 км, амплітуда 140 м. Породи-покришки згорнені глинами і аргілітами верхнього топтону. Поклади пластові склепінні, тектонічно–екрановані і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні з пружноводонапірним. На глибині 1155 м початковий пластовий тиск 9,26 МПа, коефіцієнт аномальності 0,87.

Косівське газове родовище

Відкрите 1937р. Складається із семи газоносних горизонтів, які пов’язані з чітко виявленою брахіантикліналлю, розміри осей якої 18x3 км і амплітуда 50 м. Продуктивними є відклади верхнього тортону і нижнього сармату. Колекторами є пісковики з відкритою пористістю 13,6-25,5 % і проникністю до 191 10^-15м². Породи-покришки репрезентовані глинами і аргілітами верхнього тортону і ниж­нього сармату, які містять у собі колектори. Верхній продуктивний газоносний горизонт у районі свердловини №-5 лежить на глибині тільки 70 м. Поклади пластові склепінні і літологічно обмежені, режим газовий у поєднанні із пружним. На глибині 76 м початковий пластовий тиск 0,66 МПа, коефіцієнт аномальності 0,86.