Кулешовское нефтяное месторождение расположено на территории Нефтегорского района Самарской области, в 15 км к северу от г. Нефтегорска.
Открыто в 1959 г., разрабатывается с 1960 г.
Относится к классу крупных, но находится на завершающей стадии эксплуатации.
Дебит нефти на скважине № 600 в 2011 г. составлял 146 т/сутки, на скважине № 607 - 52 т/сутки.
Площадь месторождения - 74,06 км2.
Неподалеку, в 7 км, находится Ветлянское месторождение.
Месторождение приурочено к локальным поднятиям (Кулешовское, Корнеевское, Благодаровское, Бобрыкинское) Кулешовского вала, осложняющего западный борт Бузулукской впадины.
Характеризуется сложными условиями залегания нефтяных залежей, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.
Геологический разрез месторождения представлен породами кристаллического фундамента, отложениями среднего и верхнего девона, карбона, перми и четвертичными образованиями.
Выявлено 16 нефтяных залежей в терригенных и карбонатных отложениях карбона, терригенных породах верхнего и среднего девона.
2 газонефтяные залежи открыты в кунгурском ярусе (нижняя пермь) и приурочены к пелитоморфным и микрозернистым доломитам с примесью глинистого материала.
Эффективная газонасыщенная толщина изменяется в интервале 0,5-34 м, пористость - 4-5 %, проницаемость - 0,025 мкм2.
Этаж газоносности - 17 м.
Залежи нефти с газовой шапкой пластовые сводовые.
Залежь нефти в гжельском ярусе связана с органогенно-обломочными известняками.
Эффективная толщина - до 10 м, пористость - 15%, проницаемость - 0,015 мкм2.
В верейском горизонте нефтеносны песчаники, переслаивающиеся с алевролитами.
Эффективная толщина - 0-30 м, пористость - 11-26%, проницаемость - 0,172 мкм2.
Наибольшей пористостью и проницаемостью характеризуются отложения бобриковского горизонта, наименьшей - карбонатные породы нижней перми.
Глубины залегания продуктивных горизонтов - от 600 до 3640 м.
Физико-химические свойства нефти месторождения изменяются вверх по разрезу.
Наиболее легкие малосернистые нефти характерны для девонских отложений: плотность 0,792-0,794 г/см3, содержание серы 0,21-0,37 %, парафина 4,9 -5,6 %.
Скважины на начальной стадии характеризуются безводностью, но потом наступает быстрое обводнение.
Оператор месторождения - Самаранефтегаз - дочка Роснефти.
В июле 2017 г. компания провела рекордную для Волго-Уральского региона операцию по большеобъемному ГРП.