Расположенное в Парабельском и Каргасокском районах, является одним из крупнейших на территории Томской области. В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию, находящемуся в северной части Пудинского мегавала. На западе Лугинецкое куполовидное поднятие граничит с Нюрольской впадиной, на востоке — с Усть-Тымской впадиной, на северо-западе — с зоной сочленения Средневасюганского и Пудинского мегавалов.
Основная газонефтяная залежь связана с отложениями горизонтов Ю1 и Ю2. На начальных этапах исследований Лугинецкого месторождения считалось, что залежи этих горизонтов гидродинамически связаны между собой. Газонефтяной контакт (ГНК) был принят на абсолютной отметке 2222 м, водонефтяной контакт (ВНК) — 2244 м. Последующим бурением было показано, что уровни ВНК и ГНК непостоянны для всей площади. В частности, в скважине 182, пробуренной в южной части месторождения, ВНК определен на абсолютной отметке 2252 м.
Результаты испытаний горизонта Ю1 в скважине 188, пробуренной в 1994 году в северной части площади в пределах Северо-Лугинецкой структуры, также показали, что уровни ВНК и ГНК расположены здесь на существенно больших глубинах, чем в пределах собственно Лугинецкого поднятия. В то же время выполненные в пликативном варианте структурные построения по отражающему горизонту II3, приуроченному к подошве баженовской свиты, свидетельствуют о том, что изогипса, проведенная на уровне ВНК основной залежи, включает и северный купол структуры II порядка, т.е. Северо-Лугинецкое поднятие.
Лугинецкое нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой изометрическую антиклинальную раскладку размерами 30×24 км, амплитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю1 и Ю2 залегают на глубинах 2270 — 2340 м. Залежи пластовые с литологическим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 км. Залежи газоконденсатные с нефтяной оторочкой.
58°12'4''N 78°55'57''E
