реферат Характеристика геологического строения и нефтегазоносности Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения

Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
Российский государственный университет нефти и газа
(национальный исследовательский университет)
имени И.М. Губкина
Кафедра общей и нефтегазопромысловой геологии
Реферат
по теме «Характеристика геологического строения и нефтегазоносности
Лугинецкого нефтегазоконденсатного месторождения»
по курсу «Региональная геология»
Задание выполнила:
студентка группы ГП-19-01
Птицына Н. С.
Задание проверила:
доцент кафедры
общей и нефтегазопромысловой геологии
Горюнова Л.Ф.
Москва – 2021 г.
Содержание
Введение…………………………………………………………………………..3
Глава 1. Физико-географический очерк………………………………………...4
Глава 2. Геологическая характеристика месторождения……………………...7
Глава 3. Стратиграфия…………………………………………………………...8
Глава 4. Тектоника………………………………………………………………13
Глава 5. Нефтегазоносность…………………………………………………….16
Заключение ……………………………………………………………………...15
Список литературы……………………………………………………………...16
2
Введение
На данный момент времени в нашей стране разрабатываются тысячи
нефтяных и газовых месторождений. Развитие промышленности в XX веке
заставило российское правительство обратить своё внимание на природные
ископаемые:нефть и природный газ. В связи с ростом добычи этих
ископаемых в народном хозяйстве сформировался ряд производственных
отраслей:
нефтяное
машиностроение,
бурение,
промысловое
дело,
нефтехимическое производство и другие отрасли.
Крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны.
Более высокие, чем в предыдущие годы, технические возможности разведки
позволили открыть залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Возросло
число месторождений высоковязких нефтей. Новые нефтяные и газовые
месторождения расположены в основном в отдалённых необжитых районах:
север европейской части России, арктический и тихоокеанский шельфы и,
конечно же, Западная и Восточная Сибирь.
В
частности,
хотелось
бы
уделить
внимание
Лугинецкому
месторождению - крупнейшему в томской области, которое расположено в
Каргасокском и Парабельском районах
Цель
работы
-
охарактеризовать
геологическое
строение
нефтегазосность Лугинецкого месторождения.
Задачи:
•
Описать литолого-стратиграфическое расчленение разреза;
•
Проанализировать тектонику района;
•
Охарактеризовать нефтегазоносность месторождения.
3
и
Глава 1. Физико-географический очерк
В
административном
отношении
Лугинецкое
месторождение
расположено в Парабельском и Кагасокском районах Томской области.
Региональный орган – с. Парабель – располагается в 130 м с месторождения, а
ближний многонаселенный – г. Красноярск-66, расположен на дистанции
приблизительно 80 километров. (рисунок 1.1).
Рисунок 1.1 – Административное расположение Лугинецкого месторождения
Каргасокский район (S = 86,9 тыс. км2) расположен в северной части
Томской области и имеет субширотное расположение территории по
бассейнам основных притоков р. Обь. На севере Каргасокский район граничит
с Александровским районом и Тюменской областью, на востоке – с
Верхнекетским, Парабельским районами Томской области и Красноярским
4
краем, на юге – с Новосибирской областью, на западе – с Омской и Тюменской
областями.
Парабельский район (S = 35,05 тыс. км2) расположен в центральной
части Томской области и простирается с юго-запада на северо-восток. На
севере он граничит с Каргасокским районом, на востоке – с Верхнекетским, на
юге и юго-западе – с Колпашевским и Бакчарским районами, на западе с
Новосибирской областью.
Насыщенность жителей в районе невысокая. Численность населения в
каргасокском районе 18,9 тыс. чел., в Парабельском составляет 12,2 тыс. чел.
Плотность населения 3,4 чел/км2 и 0,35 чел/км2 соответственно.
В середине 10% работающего населения занято в промышленном
секторе экономики. Ведется добыча нефти и газа. Агропромышленный
комплекс, где трудится 3% работающего населения, ориентирован на
мясомолочное направление. Лесную отрасль представляют Талиновский
лесозавод и Нарымский лесопромышленный комбинат – один из крупнейших
в области.
За
богатство
животного
мира
районы
называют
«северными
джунглями». В местной тайге совсем несложно встретить медведя, лося,
барсука, росомаху и других животных. Тайга по-прежнему богата пушниной,
ягодой, орехами, грибами, реки и озера – рыбой, в том числе и редких пород.
На данной территории развитая речная сеть. По территории района
протекает река Обь – крупнейшая река в Западной Сибири, самая протяженная
река в России (5410 км) и вторая по протяженности в Азии. Самой большой в
местности считается р. Парабель и р. Чижапка и ее притоки Екыльчак,
Тамырсат, Чагва и другие.
В регионе месторождения отмечено полезные ископаемые, следующих
видов: глин, и различные виды песков, используемые в качестве строй
материалов. Шоссейная и металлическая пути в этом регионе отсутствуют,
5
поставка грузов выполняется авиатранспортом, иногда по речным маршрутам,
в период зимы – по снегу, согласно транспортной сети г. Красноярск-66.
Климат региона – материковый. Зима начинается в ноябре, а
заканчивается в марте месяце. Тmin до -40-50ᵒС. Размер оснеженного покрова
около 1,5 м, на эту же глубину промерзает почва. Наиболее теплый месяц года
– июль. Тут Тmax бывает и до + 35 0С. Среднегодовое число осадков 450-500
мм/год.
Месторождение открылось в 1966 г. при первой поисковой скважиной
152, промышленная эксплуатация началась с 1982 г. Подача сырья стала
осуществляться в 1982 г. через нефтепровод Александровское-ТомскАнжеро-Судженск.
6
Глава 2. Геологическая характеристика месторождения
Геологический
разрез
Лугинецкого
месторождения
представлен
мощной толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского возраста,
залегающих
на
размытой
поверхности
палеозойских
отложений
промежуточного комплекса.
Отложения промежуточного комплекса вскрыты десятью скважинами:
шестью разведочными (№№ 151, 160, 170, 180, 182, 186) и четырьмя
эксплуатационными (№№ 734, 804, 850, 1166). Наиболее полный разрез
промежуточного комплекса (толщина 1525 м) вскрыт в скважиной № 170, где
он представлен толщей известняков с прослоями терригенных и эффузивных
пород различной мощности. На основании полученных разведочных данных
составлен общий геологический профиль, который представлен на рисунке 2.
Рисунок 2. – Геологический профиль по линии скважин
856-818-1195-774-1181-730-1167-1153-642-1138-595-1123-158
7
Глава 3. Стратиграфия
По данным бурения породы фундамента в районе исследования
представлены, в основном, формациями промежуточного комплекса –
известняков с прослоями терригенных и эффузивных пород различной
мощности.
В основу стратиграфического расчленения осадочного чехла положено
выделение ряда свит, имеющих местное название, так как границы таких свит,
выделяемых по комплексу литологических и палеонтологических признаков,
не всегда совпадают с хронологическими границами обычных подразделений
стратиграфической шкалы (отделов, ярусов).
Палеозойская группа (PZ) + Девонская система (D)+Верхний
отдел (D3)+Лугинецкая свита (D3/q)
Палеозойские породы вскрыты скважиной № 170, объединяются в
лугинецкую свиту и возраст их определен как верхнедевонский (D3/q).
Девонские образования представлены однородными, кремовыми, серыми,
внизу
массивными
фораминиферовыми
темно-серыми
известняками,
глобоидными
слабо
водорослево-
метаморфизованными
с
многочисленными трещинами, выполненными белым и серым кальцитом
и коричневато-серым доломитом, и прослоями терригенных
(аргиллитов,
алевролитов)
и
эффузивов
различной
пород
мощности.
Магматические тела в разрезе промежуточного комплекса на Лугинецкой
площади скважинами не вскрыты и по данным гравимагниторазведки в
данном районе отсутствуют.
Пермская + Триасовая системы (Р+Т)
По палеозойским отложениям развиты древние породы коры
выветривания. Кора выветривания охарактеризована керном из скв. №
151
представлена
карбонатизированной
переотложенной
породой,
сильно
8
каолинизированной
выветрелой.
В
и
остальных
скважинах
она
выветривания
выделяется
только
по
известной
долей
условности
с
каротажу.
Возраст
принимается
коры
как
позднепермский раннетриасовый. Мощность коры выветривания - от
нескольких метров до 25 м. В скв.№180 из отложений коры выветривания
(горизонт М) получен приток нефти.
Мезозойская группа (MZ)
Представлена, в большинстве песчано-глинистыми породами,
субгоризонтально залегающими на палеозойском фундаменте.
Юрская система (J)
Юрская система в разрезе месторождения представлена средним и
верхним отделами:
Средний-верхний отделы (J2-3)
Байос-сбатский + нижний келловейский (J2 b-bt)+J3 k)
Тюменская свита (J2 tm)
Среднеюрские породы залегают на выветрелых образованиях
промежуточного
комплекса
со
стратиграфическим
и
угловым
несогласием. Отложения средней юры объединяются в тюменскую свиту
(J2 tm), возраст которой датируется как байос-батский (средний отдел) и
нижне- келловейский (верхний отдел юры). Отложения тюменской свиты
характеризуются
повсеместным
распространением,
представлены
песчано- глинистыми породами континентального генезиса с прослоями
углей и углистых аргиллитов. Также встречаются песчаные пласты Ю6Ю2. Полностью отложения тюменской свиты вскрыты в 10 скважинах,
мощность свиты изменяется от 112 до 141 м.
Верхний отдел (J3)
Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми
ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. Общая
9
мощность этих отложений составляет около 75-110 м. Келловейский,
оксфордский и
кимериджский
ярусы
(J2k+J3o-km)
Васюганский
горизонт
(J
vs)
Васюганский горизонт в Томской области включает васюганскую и
наунакскую свиты.
В районе со свитами васюганского горизонта связывают песчаные
пласты группы Ю1. Почти повсеместно в Западной Сибири, где развиты
морские образования васюганского горизонта, в разрезах на границе с
тюменской свитой устанавливается в разной степени песчанистый
базальный пласт. В современных схемах он рассматривается, как пласт
Ю20 и выделяется в качестве пахомовской пачки.
Васюганская свита (J3 vs)
Сложена переслаиванием песчаников и алевролитов, разделенных
прослоями аргиллитов, участками углистых, встречаются маломощные
прослои углей. Песчаники васюганской свиты серые, буровато-серые,
алевролиты серые, светло-серые, буровато-серые, в нижней части разреза
песчанистые,
в
верхней
-
глинистые
и
известковистые,
часто
сидеритизированные. Слоистость пород косая, горизонтальная
и
перекрестная.
Кимериджский ярус (J3 km)+Георгиевский горизонт (J gr)
В качестве стратотипа принята георгиевская свита. Горизонт имеет
глинистый
состав
и
чрезвычайно
непостоянную
мощность.
Стратиграфическое положение и объем георгиевской свиты в типовой
местности, а соответственно и георгиевского горизонта, является
дискуссионным. В подошве пачка песчаников с глауконитом (Ю10 барабинская пачка в современном понимании), которую еще в 1969 г. Ф.Г.
Гурари и др. предлагали включать в основание георгиевской свиты, как
10
это и сделано в современных схемах. На юге Западной Сибири горизонт
объемлет георгиевскую и низы марьяновскойсвит.
Георгиевская свита (J3gr)
Стратотип
георгиевской
свиты
установлен
в
разрезе
с
кв.Большереченской 1-Р в интервале глубин 2547-2533 м. Представлена
аргиллитами, иногда в ее подошве выделяется песчано-алевролитовый
прослой, который можно рассматривать в качестве базального слоя
киммериджской трансгрессии. Этот песчано-алевролитовый прослой
индексируется как продуктивный пласт Ю10 и включается в состав
продуктивного горизонта Ю1 васюганской свиты, т. к. он составляет с
продуктивными
пластами
васюганской
свиты
единый
массивно
пластовый резервуар, хотя стратиграфически он относится уже к другой
свите - георгиевской, возраст которой определяется как киммериджский.
Аргиллитыгеоргиевской свиты черного цвета имеют мощность до 10 м,
однако
на
значительных
по
площади
участках
Лугинецкого
месторождения эти отложения отсутствуют.
Волжский-берриасский ярусы (J3 v-Ki b)+ Баженовский горизонт
(J3-K1 bg)
На территории юго-востока Западно-Сибирской равнины (в
пределах Томской области) горизонт представлен баженовской свитой.
Толща хорошо выдержана по латерали и прослежена в южных,
центральных и северных частях Западной Сибири. В многочисленных
разрезах баженовской свиты совместно с характерным для типового
разреза комплексом фораминифер, двустворок, спор и пыльцы найдены и
аммониты. Таким образом, баженовский горизонт принимается в объеме
верхов нижней волги - низов нижнего берриаса. На юге Западной Сибири
горизонт представлен битуминозными аргиллитами баженовской свиты и
аргиллитами верхов марьяновской свиты. В качестве продуктивного
11
горизонта рассматривается как пласт Юо.
Баженовская свита (J3-K1 bg) – представлена известковистыми
аргиллитами, отличающимися от остальной толщи пород отсутствием
сланцеватости или тонкой слоистости» Плотности их кажущееся
сопротивление повышена - 30-75 ом/м. Она завершает разрез верхнего
отдела. По возрасту она относится к волжскому ярусу, имеет повсеместное
распространение. Мощность свиты на месторождении от 8,2 до 15,2 м.
Меловая система (К) – представлена всеми отделами и ярусами и
подразделяются (снизу вверх) на куломзинскую и тарскую свиты
валанжинского яруса, кияликскую свиту готерив-барремского возраста,
покурскую
свиту
апт-альб-сантона,
ипатьевскую
свиту
сантон-
коньякского возраста. Продуктивные пласты в описываемой толще
отсутствуют. Толщинаотложений меловой системы составляет 1850-2080
м.
Кайнозойская группа (KZ) + Палеогеновая система (P)
Палеогеновые отложения разделяются на две толщи - нижнюю
глинистую (талицкая и люлинворская свиты) и верхнюю песчаную
(чеганская
свита,
некрасовская
и
бурлинская).
Общая
толщина
палеогеновых пород 250-280 м.
Четвертичная система (Q) Четвертичные осадки представлены
песками и глинами толщиной 10-40 м.
12
Глава 4. Тектоника
В тектоническом отношении Лугинецкое месторождение приурочено
локальному поднятию (л. п.) – структуре третьего порядка, расположенной в
северо–западной
периклинальной
части
Пудинского
мегавала
–
положительной структуры первого порядка. Мегавал имеет северо-западное
простирание и осложнен серией куполовидных поднятий (КП) второго
порядка (Лугинецкое, Пудинское, Горелоярское КП, Останкинский вал и др.)
С северо–запада Пудинский мегавал граничит с Усть–Тымской
рифогенной зоной, сочленяясь с ней моноклинально с углом наклона 2–3°.
Моноклинальный склон постепенно переходит в северный борт Лугинецкого
поднятия, которое имеет изометрическую форму, характерную для структур
плитных комплексов платформ.
По отражающему горизонту Ф1 (кровля до юрских отложений)
Лугинецкое локальное поднятие оконтуривается изогипсой – 2450 м. Его
размеры составляют 24х23 км, амплитуда - 130 м. По горизонту Ф2 в
центральной, западной и восточной частях Лугинецкого локального поднятия
выделяются три приподнятые зоны унаследованно отражающиеся в
структурной поверхности вышезалегающих юрских отложений. Характерной
особенностью является
осложненность структуры
по
горизонту Ф2
множеством разрывных нарушений, которые по мнению большинства
исследователей затухают в юрских отложениях.
По отражающему горизонту IIа (подошва баженовской свиты) размеры
Лугинецкого л. п. в пределах оконтуривающей изогипсы – 2260 м равны 22х20
км, амплитуда – 120 м. Углы падения изменяются от 1°15’ до 1°55’ на
северном и восточном.
В настоящее время установлено, что Лугинецкая структура осложнена
множеством приподнятых зон, структурных носов, мысов, впадин и ложбин,
13
контролирующих
площадное
распространение
контуров
нефте–
и
газоносности. По результатам бурения скважин кустов 47 и 36 месторождение
разделилось на два купола – западный и восточный.
В западной части Лугинецкого поднятия выделяется Западно –
Лугинецкий структурный мыс – локальное поднятие, перспективное для
расширения площади нефтегазоносности, где пробурена скв. 186 и намечается
продолжение разведочного бурения
Рисунок 3. – Структурная карта Лугинецкое месторождения.
Масштаб 1 : 200000: 1 – сейсмоизогипсы отражающего горизонта IIа (низы
баженовской свиты); 2 – изогипсы по данным бурения; 3 – ВНК; 4 – ГНК; 5 –
скважины пробуренные
14
Рисунок 3.2 – Тектоническая схема Лугинецкого месторождения
15
Глава 5. Нефтегазоносность
Лугинецкое
месторождение
–
это
нефтегазоконденсатное
месторождение на территории Российской Федерации. Оно располагается в
Каргасокском и Парабельском районах. Оно является одним из самых
крупных на территории в Томской области.
Нефтегазоносность
в
пределах
Лугинецкого
месторождения
установлена в отложениях коры выветривания и верхней части разреза
известняков доюрского комплекса (горизонт М) и в верхнеюрских отложениях
(горизонты Ю2 и Ю1).
Продуктивность горизонта М выявлена в результате опробования
скв.180, в интервале 2428-2438 м получен приток нефти дебитом 6 м3 /сут на
4 мм штуцере и газа - 2,4 тыс.м3 /сут, газовый фактор - 400 м3 /м3 . Форма и
тип залежи в коре выветривания и трещиноватых карбонатах доюрского
комплекса не выяснены и требуют дальнейшего изучения.
Промышленная
нефтегазоносность
Лугинецкого
месторождения
связана с продуктивными песчано-алевролитовыми коллекторами горизонтов
Ю2 и Ю1 (верхняя юра).
Горизонт Ю2 вскрыт большинством пробуренных разведочных и
эксплуатационных скважин на глубине 2314,4-2426,8 Литологический
горизонт неоднородный. Общая толщина его варьирует в очень большом
диапазоне от 1,5 м до 75,1 м. Средняя эффективная нефте- и газонасыщенная
толщина равна, соответственно, 6,8 м и 17 м. По площади его распространения
отмечаются зоны отсутствия пласта, либо коллектора. Нефтяная залежь с
газовой шапкой приурочена к центральной части структуры и простирается с
севера на юг. Газовая шапка вскрыта двумя скважинами №151 и №180,
пробуренными в сводовой части структуры. При опробовании в интервале
2327-
2336
м
получен
16
фонтан
газа
дебитом
464,3 тыс.м3 /сут через 17,5 мм штуцер при депрессии на пласт - 5,42 МПа.
Одновременно вместе с газом из скважины поступал конденсат, дебит его 39,8
м3 /сут через 15,4 мм штуцер. Пластовое давление - 24,39 МПа. Нефтеносность
горизонта подтверждена исследованием эксплуатационных скважин.
Запасы УВ по горизонту Ю2 подсчитаны по категории С1. Среднее значение
коэффициента пористости принятое для подсчета запасов равно 0,176 - для
нефтяной части пласта, 0,187 - для газовой, коэффициент нефтенасыщенности
- 0,556, газонасыщенности - 0,83.
Горизонт Ю1 васюганской свиты, содержащий около 95 % запасов
нефти и газа месторождения, разделяется на пять продуктивных пластов снизу
вверх: Ю14 , Ю13 , Ю12 , Ю11 и Ю10 , разобщенных глинистыми перемычками
толщиной от 1-2 до 10 и более метров. Каждый из перечисленных пластов
можно рассматривать как самостоятельную пластовую сводовую залежь.
Достаточно выдержанными по площади и разрезу являются пласты Ю14 и Ю13 ,
залегающие в нижней части васюганской свиты и содержащие вместе около
80% суммарных запасов углеводородов месторождения.
Покрышкой для пласта Ю14 служит перемычка, представленная аргиллитами и
алевролитами, толщиной от 0,8 м до 16,8 м. Пласт неоднородный и
представлен песчаниками с небольшими прослоями алевролитов, общая
толщина его колеблется 2,2-26,8 м. Залежь, выявленная в пласте, четко
разделена на две части, приуроченных к западному и восточному куполам и
имеющие самостоятельные газожидкостные контакты, отбиваемые на
одинаковой отметке (ГНК -2225 м, ВНК -2244 м). Среднее значение нефте- и
газонасыщенных толщин по пласту равно 5,8 и 7,1 м. Для восточной части
структуры - 4,4 м и 1,7 м. Среднее значение пористости, принятое для подсчета
запасов, колеблется от 0,172 для нефтяной части пласта до 0,179 для
17
водонефтяной. В целом по месторождению пласт характеризуется наиболее
высокими фильтрационными свойствами, средняя проницаемость 0,024 мкм2 .
Коэффициент нефтенасыщенности минимальный 0,62 в водонефтяной части
пласта, максимальное его значение в газонефтяной части пласта и равно 0,694,
газонасыщенности - 0,723.
ПластЮ13 имеет повсеместное распространение по площади и вскрыт
на глубине 2278,8-2386,4 м. В разрезе большинства скважин пласт состоит из
двух частей, разделенных между собой алевролитовыми пропластками.
Литологическая изменчивость различных частей пласта является причиной
сложного характера изменения эффективных толщин. Общая толщина его
колеблется 2,0-25,4м. Среднее значение нефте- и газонасыщенных толщин по
пласту равно 6,2 и 7,2 м соответственно. Фильтрационные свойства пласта по
площади значительно уступают таковым нижнего пласта Ю1 4 , среднее
значение проницаемости составило 0,0135 мкм2 . Среднее значение
пористости принятое для подсчета запасов колеблется от 0,164 для
газонефтяной части пласта, до 0,173 для водонефтяной. Минимальный
коэффициент
нефтенасыщения
0,601
в
водонефтяной
части
пласта,
максимальный - 0,626 приняты для газонефтяной части пласта, коэффициент
газонасыщенности для газовой зоны - 0,706, газонефтяной - 0,724. 12. Запасы
углеводородов по пласту Ю1 3 посчитаны по категориям В и С1.
Пласт Ю12 , вскрыт большинством пробуренных скважин на глубине
2269,6-2372 м и представлен группой песчаных пропластков, залегающих в
пачке
переслаивания
песчаников,
алевролитов,
аргиллитов
и
углей
континентального генезиса. По площади распространения выделяют зоны
либо полного отсутствия пласта, либо отсутствия коллектора. Наибольшее
количество обширных и небольших таких зон выделено в центральной и
южной частях структуры. Общая толщина пласта варьирует в очень большом
18
диапазоне от 0,8м до 22м. Эффективные нефте- и газонасыщенные толщины в
целом по пласту равны, соответственно: 2,2 м и 3,2 м. Коэффициент открытой
пористости принятый для подсчета запасов изменяется от 0,156 для нефтяной
до 0,169 - для водонефтяной зоны, коэффициент нефтенасыщенности равен
0,599, газонасыщенности - 0,63 для газонефтяной и 0,64 - для газовой зон.
Пласт Ю11 вскрыт на глубине 2260-2376 м (а.о. -2141,8-2256,8 м) и
имеет также зональный характер распространения по площади. Наиболее
обширные зоны отсутствия пласта или коллектора выделяют в северозападной и юго-восточной частях структуры, на остальной части площади это
небольшие участки, выделяемые в пределах 1-2, реже 4-х скважин. Общая
толщина пласта изменяется от 1,0 м до 20,4 м. Песчаники пласта Ю11 являются
типичными отложениями руслового генезиса. Средние значения эффективных
нефте- и газонасыщенных толщин в целом по пласту равны, соответственно,
2,9 м и 2,7 м. Коэффициент пористости, принятый для подсчета запасов,
колеблется 0,152 для газонефтяной до 0,156 для нефтяной и водонефтяной зон.
Коэффициент нефтенасыщенности - 0,648, газонасыщенности для газовой
зоны - 0,736, для газонефтяной - 0,715.. Запасы углеводородов по пласту Ю11
подсчитаны по категории С1.
За
весь
период,
начиная
с
поисково-разведочных
работ
на
месторождении и последующей эксплуатацией по настоящее время с отбором
керна, пробурено 62 скважины, из них 25 разведочных.
Заключение
Уникальное Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение на
территории Российской Федерации. Оно располагается в Каргасокском и
19
Парабельском районах. Оно является одним из самых крупных на территории
в Томской области.
В геологическом отношении разрез Арланского месторождения сложен
докембрийскими, девонскими, пермскими, триасовыми, юрскими, меловыми
и палеогеновыми отложениями.
В тектоническом отношении Лугинецкое месторождение приурочено
локальному Лугинецкому поднятию расположенному в северо–западной
периклинальной части Пудинского мегавала.
Нефтегазоносность
в
пределах
Лугинецкого
месторождения
установлена в отложениях коры выветривания и верхней части разреза
известняков доюрского комплекса (горизонт М) и в верхнеюрских отложениях
(горизонты Ю2 и Ю1).
За
весь
период,
начиная
с
поисково-разведочных
работ
на
месторождении и последующей эксплуатацией по настоящее время с отбором
керна, пробурено 62 скважины, из них 25 разведочных.
Месторождение
находится
на
третьей
характеризуется стабильным уровнем добычи нефти.
20
стадии
разработки
и
Список литературы
1. Анализ
разработки Лугинецкого
месторождения, Отчет ОАО
«ТомскНИПИнефть» ВНК, 2009 г
2. Борщ С.С., Фирсова Т.К. Обобщение геолого-геофизических данных по
Лугинецкой площади с целью уточнения строения верхнеюрской
продуктивной толщи. Отчет о результатах работ тематической партии
№ 4/91-92. ПО «Сибнефтьгеофизика», г. Новосибирск, 1992. - 276 с.
3. Булынникова А.А., ЯсовичГ.С. Верхний отдел. Юрская система //
Стратиграфо- палеонтологическая основа детальной корреляции
нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972. - С. 14—49.
4. Иванов В. Г. Химический состав подземных вод и нефтей
Лугинецкого,
Герасимовского
и
Западно-Останкинского
месторождения. Томск: «ТомскНИПИнефть», 1992. С. 47-89.
5. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Сурков В.С. и др. Геология нефти и
газа Западной Сибири. М., 1975 г. 205с
6. Отчет по подсчету запасов нефти и газа Лугинецкого месторождения.
Томск, ТомскНИПИнефть, 2009 г.
21