Найбільш виражена будова даної частини западини спостерігається по нижньопалеозойському структурному плану, відклади якого перекривають розчленовану блоковою тектонікою поверхню докембрійських утворень.
По нижньопалеозойському комплексу відкладів, в межах цієї частини западини, простежується ціла група піднять, які мають певне орієнтування і складають окремі протяжні структурно-тектонічні лінії: Семиреньківське підняття по верхньовізейському структурному підповерху в системі локальних піднять має досить чітке площинне положення і одночасно з Олефірівським, Кошевойським, Бакумівським, Куйбишевським та Комишнянським створює ланцюг антиклінальних структур, що облямовують глибинний виступ фундаменту.
Геологічна будова Семиреньківського підняття вивчалась сейсмічними дослідженнями та пошуковим бурінням.
Так, по верхньовізейських структурних планах (відбиваючі сейсмічні горизонти Vв23, Vв22-2, Vв22-1, Vв21) Семиреньківське підняття являє собою досить чітку антиклінальну форму, витягнуту в субширотному напрямку з дещо незначною асиметрією крил та перикліналей.
Південно-західне крило коротше відносно північно-східного, південно-східна перикліналь ширша і дещо крутіша, ніж звужена північно-західна, з кутами нахилу шарів порід відповідно: 2-3°, 1-3°, 1-2° і понад 1-1,5°.
Структурний план підняття по всіх чотирьох вищезазначених відбиваючих горизонтах носить повну конформність, відрізняючись лише більш виразнішою формою з глибиною.
Від суміжних локальних піднять Олефірівського, Романівського, Ковалевського, Вакулівського, Куйбишівського та Кавердинського, Семиреньківська антиклінальна складка відділяється неглибокими сідловинами, прогинами та західним відрогом Ярошинської депресії.
Порівнюючи форму Семиреньківської складки, відображену в відкладах верхньої частини верхньовізейського під’ярусу по відбиваючому горизонту Vв22-1 (літопачка В-18) з об'єктом по відбиваючому горизонту Vв23? (літопачка В-22) помітні видозміни в будові складки з глибиною. Побудови, виконані по відбиваючому горизонту Vв23? показують, що Семиренківська складка стає значно виразнішою. Її амплітуда на рівні літопачки В-22, по найбільш пологому південно-західному крилу, досягає 125 м, тоді як в відкладах верхньої частини під'ярусу (літопачки В-18, В-20), ця амплітуда не перевищує 50 м. З глибиною також збільшується і розмір Семиреньківської брахіантикліналі, менше за рахунок видовження по простяганню, більше внаслідок розширення північно-західної перикліналі складки та звуження і зменшення прогину, відокремлюючого південно-західне крило від Куйбишівської та Кавердинської структур. Найбільш помітно це простежується в порівнянні структурних побудов по відбиваючих горизонтах Vв22-2 (літопачки В-19-20) та Vв22-1 (літопачка В-18). Розміри складки по простяганню та вхрест в межах замкненої ізогіпси -5500 м складають 6,75 км х 2,5 км, в той час як на відображеній складці по горизонту Vв22-1 в межах замкненої ізогіпси -5275 м, вони складають відповідно 7,4x3,4 км.
Співставлення одержаних даних сейсморозвідки та гравіметрії свідчать про можливий розвиток в ядрі складки неоднорідних порід і відсутність значних товщ соленосних відкладів. На це вказують зафіксовані в межах Семиреньківської складки мало інтенсивні локальні максимуми гравітаційного поля. Тому й потенційним фактором формування Семиренківської складки мабуть не слід вважати соляний тектогенез, а пов'язувати її розвиток із штамповою природою на початку та з можливим зминанням осадових порід при завершенні росту.
Промислова характеристика родовища
Поблизу від Семиренківського родовища розташовані такі відомі родовища, як Солохівське, Зах.Солохівське, Кавердинське, Комишнянське газоконденсатні та Радченківське нафтогазове. Характерною рисою для району є і різноманітність типів покладів вуглеводнів – пластові, масивно-пластові, склепінні, літологічно, стратиграфічно і тектонічно обмежені.
Виявлені в межах Семиреньківського родовища поклади в більшості своїй по морфогенетичних ознаках резервуарів склепінні, пластового класу, літологічно екрановані.
Найвищим по розрізу газонасиченим пластом на родовищі є пласт В-16б2, приурочений до середньої частини горизонту В-16.
Пласт В-16б2 за ГДС газонасичений в св. 1, 2, 4, 9, 51. Випробуваний в св. 1, 2 (в експл. колоні) і в св. 4 (випробувачем пластів). В св. 1 газонасичений пласт, що залягає в інтервалі 5064,6-5075 м з пористістю 14,5-18 % (за ГДС) перфорацією не розкритий. Сумарна ефективна товщина - 7,8 м, газонасиченість 91 % .
В свердловині 2 продуктивний пласт В-16б2 складений одним прошарком пісковика ефективною товщиною 8,2 м.
При випробуванні пласта отримано промисловий приплив газоконденсатної суміші з інтервалу 5035-5046 м (разом з нижнім об'єктом, де колектор за ГДС не виділяється). За матеріалами термодебітометрії працюючим являється інтервал 5035-5046 м, початковий дебіт газоконденсату на штуцері 10 мм становив 324,6 тис. м3/добу, дебіт конденсату 52,2 м3/добу при газоконденсатному факторі 160,8 см3/ см3. Початковий пластовий тиск на глибині 5040,5 м склав 53,52 МПа.
В св. 4 продуктивний пласт В-16б2 складений прошарками газонасичених пісковиків з сумарною ефективною товщиною 9,8 м. В процесі буріння випробувачем пластів на трубах в інтервалі 5058-5121 м був отриманий приплив газу - 7,8 тис. м3/добу.
В св. 9 пласт складений газонасиченим пісковиком з сумарною ефективною товщиною 14,4 м, пористість - 7,5-14 %, газонасиченість 68-90 %.
В св. 51, за даними ГДС, сумарно ефективна газонасичена товщина горизонту В-16б2 становить 9,4 м, пористість 7-9,5 %.
В св. 3 пласт В-16б2 водонасичений і представлений пісковиком ефективною товщиною 1,8 м, пористість 8 %.
Як свідчать матеріали комплексу ГДС в св. 3 відмічається наявність водонасичених колекторів в підошві пачки В-16б2. Поклад горизонту В-16б2 обмежується УГВК, прийнятим на абс.відм. - 4916,4 м, що відповідає підошві
газонасиченого пласта в св. 4. Розмір покладу 2,2 х 4,7 км .
Результати ДПР покладу В-16б2 (свердловина 2) дають змогу частину запасів в межах площі, обмеженої колом радіусом 500 м, проведеним навколо вибою свердловини 2 (блок І), за ступенем геологічного вивчення віднести до розвіданих, за промисловим значенням – до балансових (категорія С1, код 111). Запаси покладу в межах продуктивної площі, обмеженої лінією НВВП (нижня відмітка встановленої продуктивності), проведеною по підошві газонасиченого випробуваного пласта в св. 2, що відповідає абсолютній відмітці мінус 4887,5 м та умовною лінією, проведеною на відстані 1000 м від св. 2 на північному заході та південному сході, за винятком блоку І, (блок II) віднесено до попередньо розвіданих, балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу у межах УГВК (блок III) віднесені також до попередньо розвіданих, апробованих (категорія С2, код 122).
Горизонт В-16в (пласти В-16в3, В-16в4) залягає на 20-25 м нижче пласта В-16б2, складений перешаруванням ущільнених пісковиків з аргілітами. Лише в районі св. 9 виділяються два пласти В-16в3 та В-16В4, пористість яких 9,5 та 7,5%, ефективна товщина - 5 м та 4,8 м, відповідно . При випробуванні даних пластів разом в інтервалі 5168-5145 м було отримано приплив газоконденсатної суміші. Qг = 4 тис. м3/добу, Qв = 4 м3/добу, Qк = 4 м3/добу. При проведенні ТДМ встановлено, що інтервали 5156,5-5157,5 м та 5142-5147 м працюють газом, а інтервали 5198-5201 м, 5216-5225 м та 5158-5165 м - водою. УГВК пласта В-16в4 проводиться по підошві випробуваного пласта на глибині 5168 м (абс. відм. мінус 5002,5 м), що відповідає нижнім отворам перфорації, так як вода в інтервал пласта 5158-5165 м поступає поза колоною з нижнього водоносного пласта В-17а2 . Для пласта В-16в3 УГВК проведено по підошві працюючого інтервалу на глибині 5151 м (абс. відм. мінус 4985,5 м). Розміри покладів: В-16в3 - 1,75 ´ 1,0 км, В-16в4 2,0 ´ 1,25 км. Запаси покладів пластів В-16в3 та В-16в4 за ступенем геологічного вивчення в межах площі газоносності, обмеженої УГВК та границею відсутності, колектора віднесено до попередньо-розвіданих, за промисловим значенням - до балансових (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а1 залягає на 110-120 м нижче пласта В-16б2 і являється самостійним покладом, про що свідчать дані випробування периферійних свердловин 4, 9.
В св. 9 при випробуванні сумісно пластів В-17а1 і В-17а2 (інтервал 5145-5225 м, вибірково) отриманий приплив газу дебітом 4 тис. м3/добу (на діафрагмі 3,5 мм) разом з водою (Qв = 4 м3/доб.). За матеріалами ТДМ пласт в інтервалі 5198-5202 м водовіддаючий в результаті позаколонного перетоку з нижчезалягаючого пласта В-17а2.
В св. 2 після перфорації пласта В-17а1 разом з інтервалом пласта В- 17а2 (відповідно глибини 5157-5168 м і 5177-5199 м) отриманий промисловий приплив газу дебітом 25,2 тис. м3/добу (на діафрагмі 6 мм), дебіт конденсату склав 4 м3/добу. Пластовий тиск, заміряний на глибині 5176,5 м, становить 55,25 МПа. За матеріалами ТДМ пласт В-17а1, залягаючий в інтервалі 5158-5165 м, працює газом.
За даними ГДС в св. 51 та 4 пласт В-17а1 газонасичений. Ефективна газонасичена товщина пласта В-17а1 становить 1,6-2,8 м, пористість 7-7,5 %, газонасиченість 78-85 %. Поклад обмежений умовним газо-водяним контактом (УГВК), проведеним на абсолютній відмітці мінус 5037,0 м, що відповідає підошві газонасиченого пласта (св. 4). Розмір покладу 2,3 ´ 4,7 км.
Запаси в межах площі, обмеженої лінією НВВП проведеною по підошві випробуваного газонасиченого пласта в св. 2 на глибині 5167,3 м, що відповідає абсолютній відмітці мінус 5008,8 м та умовною лінією, проведеною на віддалі 1000 м на північний захід від св. 2, (блок І) віднесено за ступенем геологічного вивчення до попередньо розвіданих балансових (категорія С2, код 122). Запаси решти покладу в межах УГВК (блок II) оцінені як попередньо розвідані, але менш достовірні (категорія С2, код 122).
Продуктивний пласт В-17а2 залягає на 10-15 м нижче пласта В-17а1 і відділяється від нього глинистою перемичкою, завдяки якій тут склалися умови для формування самостійного покладу з окремим ГВК. Газонасиченим пласт розкритий в св.2, 51, де hеф=1-5,4 м, пористість 7,0-8,7 %, газонасиченість 73-87 % . Випробування проведено в св. 2 разом з горизонтом В-17а1, за даними ТДМ працюючий інтервал – 5180-5188 м.