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