Класс Месторождения: Крупное
Тип Месторождения: Нефтяное
Местоположение:
Местность: Болото
Стадия разработки: Доразведка
Год открытия: 1985
Источник информации: Росгеолфонд
Метод открытия:
Площадь: 22.31 км²
Логовское нефтяное месторождение
В административном отношении Логовское нефтяное месторождение расположено в Соликамском районе Пермского края (Рис. 1.), на территории Березниковско-Соликамского территориально-производственного комплекса, экономика которого базируется на добыче и переработке калийных солей, а также разработке углей Кизеловского бассейна.
В региональном тектоническом плане территория Логовского месторождения расположена в центральной части Соликамской впадины.
Рис.1 Выкопировка из обзорной карты Пермского края
Логовское месторождение открыто в 1985 г. параметрическими скважинами 12,13 и разведочной скважиной 47. Впервые запасы нефти подсчитаны по состоянию на 01.01.1986 г. и поставлены на Государственный баланс по категории С1 в количестве геологические/извлекаемые 499/145 тыс.т., по категории С2 геологические/извлекаемые 8778/2010 тыс.т. (протокол 25 объединения «Пермнефть» от 26.03.1986 г.).
Логовское месторождение расположено в перспективном районе Пермского края Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Соседними открытыми месторождениями являются Жилинское, Ростовицкое, Проворовское, Осокинское, Боровицкое и др.
Главными транспортными артериями района являются: электрифицированная железная дорога Пермь-Соликамск, автодорога Пермь-Кунгур-Чусовой-Соликамск и река Кама. Развита сеть грунтовых дорог.
Районный центр г. Соликамск находится в 10 км от месторождения. В городе имеется ряд крупных предприятий: ПО Сильвинит по добыче и переработке калийно-магниевых руд, магниевый завод и др.
Энергоснабжение района осуществляется от Уральской энергосистемы. Основным топливом является уголь Кизеловского бассейна и частично газ Западной Сибири.
В геоморфологическом отношении территория представляет собой полого-всхолмленную равнину с понижением рельефа в долину р. Камы. Рельеф пересеченный, осложненный речными долинами и оврагами с крутыми склонами.
Литолого-стратиграфическая характеристика
Геологический разрез Логовского месторождения изучен по материалам параметрических, поисковых, структурных и разведочных скважин от четвертичных до вендских отложений. Максимально вскрытая глубина (скв. 13) составляет 2625 м.
Стратиграфическое расчленение осадочных пород пермской системы проведено согласно Унифицированной стратиграфической схемы Восточно-Европейской платформы от 2005 г., каменноугольной системы, согласно «Постановления Межведомственного стратиграфического комитета и его постоянных комиссий» от 2008 г. и девонской системы – по Унифицированной стратиграфической схеме Русской платформы от 1988 г. с поправками, принятыми в 1990 г.
Вендский комплекс представлен переслаиванием аргиллитов
бурых, красновато-бурых, плотных, плитчатых, с прослоями алевролитов того же
цвета, вскрытая толщина
54 м.
Девонская система представлена отложениями среднего и верхнего отделов.
Средний отдел представлен алевролитами с прослоями аргиллита и сидерита эйфельского яруса и песчаниками живетского яруса. Толщина отложений среднего отдела до 50 м.
Верхний отдел представлен отложениями фаменского и франского ярусов.
В составе нижнефранского подъяруса выделяются верхняя карбонатная пачка (рифовый тип разреза), сложенная черными известняками толщиной 3-5 м, и нижняя терригенная, представленная отложениями тиманского, пашийского и саргаевского горизонтов толщиной около 40 м - алевролитами, аргиллитами, реже песчаниками с прослоями плотных известняков.
Отложения верхнефранского подъяруса представлены известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, плотными, местами кавернозными, средней крепости, до мягких, массивных, слабоглинистых, толщиной до 276 м.
Фаменские отложения рассматриваются совместно с турнейскими из-за отсутствия четкой границы между ними. Отложения сложены известняками серыми до коричневато-серого, тонко- и скрытозернистого, с темно-серым глинистым материалом по трещинам и стиллолитовыми швами, с включениями ангидрита и кальцита, известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, крепкими кавернозными, с включениями кальцита. Толщина отложений 178-390 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Т+Фм).
Каменноугольная система.
Нижний отдел представлен отложениями турнейского, визейского и серпуховского ярусов.
Визейские отложения представлены нижним (радаевский, бобриковский горизонты) и верхним (тульский горизонт) подъярусами.
Отложения радаевского горизонта сложены аргиллитами, алевролитами и углисто-глинистыми сланцами толщиной от 2 до 14 м.
Бобриковский горизонт представлен песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщина которых составляет 8-18 м. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бб).
Терригенная пачка тульского горизонта сложена песчаниками, иногда нефтенасыщенными, алевролитами и аргиллитами. К ним приурочена промышленная нефтеносность (пласт Тл2). Толщина терригенной пачки колеблется от 5 до 17 м. Карбонатная пачка представлена известняками темно-серыми с прослоями алевролитов и аргиллитов. Толщина карбонатной пачки составляет 7-11 м.
Отложения серпуховского яруса представлены известняками светло-серыми, битуминозными, глинистыми, и доломитами кавернозными, слабо известковистыми, с прослоями аргиллитов. Толщина отложений 212-250 м.
Средний отдел представлен башкирским и московским ярусами.
Толщина биоморфных и детритово-биоморфных известняков башкирского яруса составляет 61-77 м. К данным отложениям приурочена промышленная нефтеносность (пласт Бш).
Московский ярус представлен верейским, каширским, подольским и мячковским горизонтами.
Отложения верейского горизонта представлены известняками серыми до темно-серых, с прослоями аргиллита и алевролита, с признаками нефтенасыщения. Толщина отложений колеблется от 66 до 71 м.
Отложения каширского горизонта сложены известняками серыми до светло-серых, скрыто-кристаллическими, слабодоломитизированными, с признаками нефтенасыщения. Толщина отложений колеблется от 39 до 50 м.
Подольские отложения представлены доломитами коричневато-серыми, тонкозернистыми, с включениями ангидритов и прослоями известняков. Толщина отложений колеблется от 38 до 77 м.
Отложения мячковского горизонта сложены известняками светло-серыми, серыми, тонкокристаллическими, массивными, кавернозными, с включением кремня. Толщина отложений колеблется от 43 до 77 м.
Верхнекаменноугольные отложения представлены доломитами коричневато-серыми, тонкозернистыми, с включениями ангидрита и известняков, толщиной 37-85 м.
Пермская система.
Нижнепермский отдел представлен отложениями ассельского+сакмарского, артинского, кунгурского и уфимского ярусов.
Ассельский+сакмарский ярусы представлены известняки темно-серыми, разнокристаллическими, плотными, участками окаменелыми, с глинистым материалом по плоскостям наслоения, толщиной 210-300 м.
Карбонатная пачка артинского яруса сложена известняками светло-серыми до темно-серых, с включениями кремня, фауны брахиопод, участками алевролитистые и глинистые. Толщина пачки колеблется от 43 до 132 м. Терригенная пачка представлена темно-серыми известковистыми аргиллитами толщиной 150-260 м.
Кунгурский ярус представлен ангидритовой и глинисто-карбонатной пачками филипповского горизонта толщиной 68-85 м; соленосной и глинисто-ангидритовой толщами (610-680 м) иренского горизонта.
Уфимский ярус представлен отложениями шешминского и соликамского горизонтов.
Отложения соликамского горизонта сложены переслаиванием известняков, мергелей, с прослоями аргиллитов и алевролитов, песчаников, доломитов, мергелями прослоями глинистыми с редкими включениями гипса, иногда с тонкими прослоями каменной соли, переслаиванием каменной соли и аргиллитов.
Шешминский горизонт представлен аргиллитами, алевролитами, мергелями, известняками серыми и светло-серыми.
Толщина терригенно-карбонатной и соляно-мергельной толщи составляет 84 м.
Четвертичная система.
Четвертичные отложения представлены современным и древним аллювием, глинами, песками, суглинками, реже галечником. Толщина отложений колеблется от 0 до 20 м.
Тектоническое строение района
Логовское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Березниковского палеоплато, осложняющего центральную часть Соликамской впадины (Рис. 2.).
Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.
Рис.2 Выкопировка из тектонической карты Пермского края
Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Таким рифовым массивом и является Логовская структура. Наряду с верхнедевонскими, предполагается существование артинских органогенных построек высотой не более 30 м. Наличие рифогенных сооружений привело к несоответствию девонского структурного плана с каменноугольным, а последнего с пермским.
Характер и общие закономерности тектонического строения структуры прослежены по отражающим горизонтам АК, IIП, III.
Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ на территории Логовского месторождения картируется в виде моноклинали со средней абсолютной глубиной от -4000 м на западе до -4600 м на востоке.
Отложения вендского комплекса вскрыты скважинами 12 и 13. В плане поверхности вендского комплекса прослеживается моноклинальный наклон на восток-юго-восток от абсолютных глубин -2275 м до -2590 м.
Отражающий горизонт III (кровля терригенных отложений тиманского горизонта франского яруса) без видимых структурных осложнений полого погружается на восток-юго-восток.
По горизонту IIП (кровля карбонатных пород турнейско-фаменского возраста) структура имеет вид асимметричной брахиантиклинали, вытянутой в северо-восточном направлении с двумя вершинами. Размеры структуры в пределах изогипсы -1925 м составляют 9,0 х 3,0 км, амплитуда северной вершины – 62,0 м, южной – 83,0 м. Углы падения изменяются в пределах 6-12°, причем большая крутизна присуща северо-западному крылу.
Структурный план башкирского яруса изучен недостаточно. Сейсмических исследований данного структурного этажа не проводилось ввиду отсутствия четкого отражающего горизонта. В связи с этим все структурные построения были проведены по аналогии с достаточно информативным нижележащим турнейско-фаменским структурным планом.
По горизонту АК (поверхность артинских карбонатных отложений) поднятие приобретает вид сложно построенного структурного выступа с относительно крутым (до 8°) и высокоамплитудным (до 80,0 м) юго-восточным и невыразительным (амплитудой не более 30,0 м) северо-западным крылом.
Таким образом, в тектоническом отношении Логовское поднятие является структурой тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов девонских, каменноугольных и пермских отложений.
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
Логовское месторождение расположено на территории Логовского лицензионного участка (ПЕМ 12405 НЭ от 31.05.2004 г.).
На месторождении промышленная нефтеносность установлена в башкирских (пласт Бш) и турнейско- фаменских карбонатных (пласт Т-Фм), тульских (пласт Тл2) и бобриковских (пласт Бб) терригенных отложениях.
Корреляция продуктивных пластов проведена, в основном, по диаграммам радиоактивного каротажа (ГК, НГК) с учетом исследований керна и результатов испытаний, также привлекалась кавернометрия (ДС).
Логовское месторождение является многопластовым
Водонефтяные контакты (ВНК, УПУ) по залежам с терригенными коллекторами принимались на основании данных ГИС и результатов испытаний, по залежам с карбонатными коллекторами – по отметкам нижних отверстий перфорации с учетом проницаемых прослоев, давших при опробовании безводную нефть.
Значения ВНК (УПУ) по всем залежам, числящимся на балансе, не изменились. Данные о гипсометрическом положении ВНК (УПУ) продуктивных пластов представлены на рисунках 5.1-5.5.
Ниже приводится описание продуктивных пластов. Характеристика залежей Логовского месторождения представлена в таблице 1.
Краткие сведения о залежах Логовского месторождения
Верхневизейско-башкирский карбонатный НГК
Башкирский ярус
Пласт C2b (Бш)
Пласт Бш выдержан по площадии и вскрыт всеми скважинами, однако полный комплекс ГИС выполнен не во всех скважинах.
Нефтенасыщенные коллектора представлены органогенно-обломочными известняками.
К пласту Бш приурочено две залежи (Граф. 10).
По
залежи в районе скв. 210 для обоснования
водонефтяного контакта могут быть использованы результаты интерпретации ГИС по
скважинам 47, 132, 139, 210, 212, 213, 216. Нижние абс.отметки нефтеносных
пропластков варьируют от -1564,4 до -1570,7 м, а верхние абс.отметки
водоносных: от -1565,8 до -1574,9 м. В результате водонефтяной контакт принят
слабо наклонным от а.о. -1566,0 до -1571,0 м. Залежь опробована в скважине 47.
В процессе бурения с помощью ИП из интервала 1705-1732 (а.о. -1554,0 -
1580,9 м) получен раствор с пленкой нефти. В обсаженной скважине из интервала
перфорации 1716-1738 (а.о.-1565,0-1587,0 м) получен приток воды.
Тип залежи массивная, размеры в пределах принятого ВНК составляют 1,1 × 2,4 км, высота – 20,6 м.
В контуре нефтеносности находится 7 скважин. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 9,0 до 22,8 м, в среднем – 15,4 м, эффективная толщина пласта изменяется от 9 до 22,6 м, в среднем – 14,0 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 6,5 м, в среднем – 3,5 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется 1-7 проницаемых прослоев толщиной от 0,5 до 1,9 м, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,270 и 3,7, соответственно.
По залежи в районе скв. 233 для обоснования водонефтяного контакта могут быть использованы данные ГИС, опробования и эксплуатации по скважинам 134, 142, 143, 144, 146, 224, 227 и 228. Все эти данные, за исключением скважины 142, хорошо согласуются с принятой отметкой водонефтяного контакта -1563,0 м. В скважине 142 и по ГИС и по данным опробования ВНК находится выше - на абс.отм. -1558,0 м. При эксплуатации скважина имела начальный дебит безводной нефти 14,7 т/сут, а затем работала с обводненностью 30-40%. Скважина 134 в течение ряда лет работает фактически безводной нефтью. Аномальность скважины 142 возможно связана с неточностью гипсометрии.
Тип залежи массивная, размеры в пределах принятого ВНК составляют 2,2 × 2,6 км, высота – 32,9 м.
В контуре нефтеносности находится 19 скважин. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 8,4 до 33,9 м, в среднем – 23 м, эффективная толщина пласта изменяется от 7,2 до 32,5 м, в среднем – 14,5 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,0 до 16,4 м, в среднем – 8,4 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется 4-18 проницаемых прослоев толщиной от 0,3 до 2,5 м, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,300 и 9,4, соответственно.
Визейский терригенный НГК
Тульский горизонт
Пласт C1tl (Тл2)
Пласт Тл2 не выдержан по площади и замещен плотными породами, он отделен от нижележащего пласта Бб глинистой перемычкой толщиной до 4 м.
Нефтенасыщенную часть пласта составляют преимущественно глинистые отложения с отдельными прослоями песчаников мелкозернистых, известковистых, чередующихся с алевролитами углисто-глинистыми. К пласту Тл2 приурочены три залежи нефти (Граф. 12).
Залежь
в районе скв.210, включающая скважины 47, 130,
132, 210, 212, 213, 217, 339, 140_2, 213_2, 214_2, 215_2, 339_2 по данным ГИС
имеет контакт не выше абс.отм. -1861 м. Во всех скважинах интервалы,
соответствующие выделенным в тульских отложениях проницаемым пропласткам, перфорированы
совместно с интервалами в бобриковских и турнейско-фаменских отложениях.
Скважины имели начальные дебиты безводной нефти от 0,8 т/сут до 34,7 т/сут . В
скважине 213 тульский горизонт перфорирован совместно с бобриковскими и турнейско-фаменскими отложениями. Дебит
составил
5,1 т/сут.
Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная, размеры в пределах принятого УПУ составляют 1,1 × 4,1 км, высота – 41,3 м.
В контуре нефтеносности находится 13 скважин. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 11,6 до 22,4 м, в среднем – 15,2 м, эффективная толщина пласта изменяется от 0,4 до 2,7 м, в среднем – 1,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 2,7 м, в среднем – 1,3 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется 1-2 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 2,7 м, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,078 и 1,3 соответственно.
Залежь в районе скважины 209 имеет наиболее низкую абс.отм. залегания нефтеносных пропластков -1866,4 м и условный подсчетный уровень принят на абс.отм. -1866,0 м.
Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная, размеры в пределах принятого УПУ составляют 0,3 × 0,6 км, высота – 4,5 м.
В контуре нефтеносности находится
одна скважина. Общая толщина пласта составляет 17,1 м. В разрезе выделяется два
проницаемый прослоя толщиной от 0,6 до 0,8 м, соответственно, эффективная и
эффективная нефтенасыщенная толщины составляют
1,4 м. Средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,08 и
2.
Залежь в районе скважины 13 выделяется на основании данных ГИС. Подошва нижнего нефтеносного пропластка отбивается на абс.отм. -1845,7 м. Условный подсчетный уровень принимается на абс.отм. -1846.0 м.
Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная, размеры в пределах принятого УПУ составляют 0,5 × 1,1 км, высота – 2 м.
В контуре нефтеносности находится две скважины. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 14,3 до 15,0 м, в среднем – 14,6 м, эффективная и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта равна 1,0 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется 1-2 проницаемых прослоев толщиной от 0,4 до 0,6 м, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,08 и 1,5 соответственно.
Бобриковский горизонт
Пласт C1bb (Бб)
Пласт Бб выдержан по площади. Он отделен от нижележащего пласта глинистой перемычкой толщиной до 6 м.
Коллекторы бобриковского горизонта представлены мелко- и среднезернистыми кварцевыми песчаниками.
К пласту Бб приурочена одна залежь.
Водонефтяной контакт непосредственно не вскрыт ни в одной из скважин. В законтурных скважинах - 12, 131 и 133 первые водоносные пропластки выделены на абс.отм. -1921,6, -1902,7, -1930,1 м соответственно. В разведочной скважине 141 по данным ГИС нефтеносные пласты залегают до абс.отм. -1886,4 м. При опробовании в скважине интервала 2009-2024 (а.о. -1873,4-1887,3 м) получен фонтан нефти дебитом 45,4 т/сут. В эксплуатационной скважине 209 по ГИС нижний нефтеносный прослой залегает до абс.отм. -1886,0 м. При вводе в эксплуатацию скважина из интервала 2155-2157 (а.о. -1884,6-1886,6 м) имела начальный дебит нефти 8,39 т/сут. В скважине 223 диапазон абс.отм. для водонефтяного контакта по ГИС составляет -1889,7-1899,7 м. Начальный дебит скважины из интервала перфорации 2275-2279,5 (а.о. -1884,3-1888,3 м) составил 41,6 т/сут. В скважине 219 но данным ГИС нефтеносные пласты залегают до абс.отм. -1893,5 м.
На основании изложенных данных водонефтяной контакт залежи бобриковского горизонта принят на абс.отм. -1894 м. Подтверждением данной отметки может служить тот факт, что скважины 209 и 223, расположенные наиболее близко к контуру нефтеносности, после ввода в эксплуатацию первые месяцы работали безводной нефтью, а затем в продукции скважин появилась вода.
Тип залежи пластовая сводовая литологически экранированная, размеры в пределах принятого ВНК составляют 3,1 × 8,2 км, высота – 75,3 м.
В контуре нефтеносности находится 52 скважины. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 5,8 до 20 м, в среднем – 12,7 м. Эффективная толщина пласта изменяется от 0,3 до 7,8 м, в среднем – 3,7 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,3 до 7,8 м, в среднем – 3,7 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется 1-47 проницаемых прослоев толщиной от 0,1 до 4,1 м, средние значения коэффициентов песчанистости и расчлененности – 0,29 и 4,8 соответственно.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный
нефтегазоносный комплекс
Турнейско-фаменский ярус
Пласт C1t –D3fm (Т-Фм)
Пласт Т-Фм не выдержан по площади и замещен плотными породами в скважинах 223, 219, 219_2.
Нефтеносность связана с органогенными доломитизированными известняками трещинно-порово-кавернозного типа, развитие которых характерно для отложений, примыкающих к эрозионным поверхностям. К пласту Т-Фм приурочена одна залежь.
Продуктивность отложений установлена нефтепроявлениями по керну, результатами интерпретации ГИС, опробованием и данными эксплуатации скважин. Для обоснования водонефтяного контакта может быть использована информация по следующим скважинам:
- в скважине 13 по данным ГИС водонефтяной контакт находится в интервале абс.отметок -1907,5-1908,9 м. При опробовании интервала 2032-2042 (а.о. -1904,9-1914,9) получен приток воды с пленкой нефти.
- в скважине 134 по ГИС водонефтяной контакт находится в интервале абсолютных отметок -1905,2-1907,8. При опробовании интервала 2014-2029 (а.о. -1887,0-1902,0 м) получен приток нефти дебитом 21,5 т/сут..
- в скважине 141 по ГИС водонефтяной контакт находится в интервале абс.отм. -1907,3-1910,9 м. При опробовании интервала 2034-2045 (а.о. -1897,5-1908,5 м) получен приток нефти дебитом 46 т/сут.
- в эксплуатационной скважине 209 по ГИС нижняя отметка нефтенасыщенного пласта -1907,7 м. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом 19,46 т/сут. При этом нижний из работающих интервалов перфорации имеет абс.отм -1907,0-1907,7 м.
- в эксплуатационной скважине 229
по ГИС водонефтяной контакт находится в диапазоне абс.отм. -1909,8-1910,5 м.
Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом 14,71 т/сут нефти при
нижнем интервале перфорации 2109-2121
(а.о. -1877,9-1889,9 м).
- в эксплуатационной скважине 231 по ГИС водонефтяной контакт находится в диапазоне абс.отм. -1909,9-1911,3 м. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом 15,2 т/сут нефти при нижнем интервале перфорации 2221-2226 (а.о. -1881,0-1885,7 м).
- в эксплуатационной скважине 339 по ГИС водонефтяной контакт находится в диапазоне абс.отм. -1900,0-1909,5 м. Скважина введена в эксплуатацию с начальным дебитом 2,25 т/сут нефти при нижнем интервале перфорации 2085,0-2088,0 (а.о. -1898,1-1901,1 м).
Таким образом, водонефтяной контакт принят на абс.отм. -1909,0 м.
Тип залежи массивная литологически экранированная, размеры в пределах принятого ВНК составляют 3,0 × 8,0 км, высота – 69,3 м.
В контуре нефтеносности находится 49 скважин. Общая толщина пласта в пределах залежи изменяется от 11 до 74,6 м, в среднем – 45,8 м, эффективная толщина пласта изменяется от 1,0 до 22,0 м, в среднем – 9,2 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 17,8 м, в среднем – 6,0 м. По данным промыслово-геофизических исследований в пласте выделяется от 3 до 26 проницаемых прослоя толщиной от 0,1 до 11 м, средние значения доли коллектора и расчлененности – 0,15 и 9,3, соответственно.
Источник: Оперативный пересчет запасов нефти и растворенного газа Логовского нефтяного месторождени Пермского края. Договоры №17z2810/6361 от 09.11.2017, № 1/6361/17П0675/2018/129 от 14.03.2018. Плотников А.В., Ильясов С.Е., Поповцева С.В., и др. 2019
Следующее Месторождение: Лоховское