Відкрите в 1968 році у нижньопермських і верхньокарбонових відкладах. Пов’язане із куполоподібною складкою з розміром осей 6×6 км та амплітудою 600 м, яка розташована на захід від Медведівського соляного штоку. Колекторами є пісковики і алевроліти, відкрита пористість яких в середньому становить 14%. Породами-покришками є галогенні відклади слов’янської світи нижньої пермі і частково витіснена в західному напрямку девонська сіль карнизу Медведівського штоку. Поклади пластові склепінні тектонічноекрановані, з газопружним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 3190 м (нижня перм) 40,2 МПа, коефіцієнт аномальності 1,26.
Кременівське нафтогазове родовище
Відкрите в 1968 році у відкладах карбону. Пов’язане з антикліналлю, розмір осей якої становить 3,8×1,9 км і амплітуда 140 м. Структура ускладнена двома порушеннями скидового характеру, які розколюють товщу осадових порід нижче від поверхні розбіжності між верхньопермськими і карбоновими відкладами. Колектори представлені пісковиками і алевролітами з відкритою пористістю 1,6-28% і проникністю 1414×10-15м2. Породи-покришки складені аргілітами башкирського ярусу і глинистими формуваннями пересазької світи верхньої пермі. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані. Режим покладів газовий у поєднанні із пружнім і слабоводонапірним. Початковий пластовий тиск на глибині 2215 м (нижній карбон) 24,5 МПа, коефіцієнт аномальності 1,11.
Співаківське газове родовище
Відкрите в 1956 році у відкладах нижньої пермі. Пов’язане з брахіантиклінальною складкою північно-західного простягання, яка ускладнена двома поздовжніми тектонічними порушеннями скидового характеру, які обмежені поверхнею розбіжності між верхньопермськими і нижньопермськими відкладами. Розмір осей структури 8,5×2,7 км, амплітуда 140 м. Колектори – пісковики, алевроліти, а також тріщинуваті вапняки і доломіти. Відкрита пористість теригенних колекторів 3,7-20,3%. Породи-покришки складені хемогенними утвореннями слов’янської світи верхньої пермі та глинистими породами пересазької світи верхньої пермі. Поклади масивно-пластові склепінні тектонічноекрановані, режим газопружний. Початковий пластовий тиск на глибині 457 м становить 4,9 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.
Краснопопівське газове родовище
Відкрите в 1960 році у карбонових відкладах. Пов’язане з підняттям північно-західного простягання, площа якого становить 28 км2, амплітуда 200м. Структура складається із двох склепінь (північно-західного і південно-східного), які поділені сідловиною. Південно-східне склепіння ускладнене двома скидами. Колектори представлені пісковиками та алевролітами з відкритою пористістю 11-17% і проникністю 0,1-22,3 і до 86·10-15м2. Породами-покришками є глинисті відклади у карбоні і піщано-глинисті утворення крейди, які незгідно перекривають відклади карбону. Поклади пластові склепінні, тектонічноекрановані, із газопружним режимом. Початковий пластовий тиск на глибині 489 м – 5,3 МПа, коефіцієнт аномальності 1,07.
Юліївське родовище газу
Належить до північно-східного борту Дніпровсько-Донецької западини, в межах Полтавської області. Відкрито в 1985 році. Поклади газу знаходяться в докембрійських породах кристалічного фундаменту Руської (Східно-Європейської платформи).
В структурному відношенні родовище належить до горстоподібного виступу, яке отримало назву Мерчиківсько-Юльївсько-Золочівської зони, яка ускладнена на півночі і на півдні тектонічними порушеннями. По замкнутій ізогіпсі – 3400м по поверхні фундаменту Юльївське підняття ускладнюється двома локальними склепіннями Добропольським (Східно-Юльївським) розміром 3,0×1,1 км при амплітуді 50 м та безпосередньо Юльївським розміром 5,5×1,3 км при амплітуді 100 м.
Породи фундаменту представлені габро-амфіболітами, габро-діабазами, гранітами і діарнітами докембрію.
