АКТУАЛИЗАЦИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РИФОГЕННОЙ ЗАЛЕЖИ НА ОСНОВАНИИ КОМПЛЕКСИРОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

<jats:p>Карбонатные рифогенные резервуары характеризуются высокой геологической неоднородностью, что создает пространственно-дифференцированную систему фильтрации с зонами различной степени дренирования и приводит к неравномерной выработке запасов. Уточнение внутреннего строения залежи на основе геолого-геофизических и промысловых данных позволяет выявлять такие зоны без привлечения дополнительных дорогостоящих исследований. В статье проведен анализ существующей геологической модели рифогенной залежи и показателей эксплуатации скважин, который позволил уточнить представление о внутреннем строении резервуара, в частности, выявить вертикальную неоднородность коллекторов, которая влияет на степень гидродинамической связанности всей залежи – выявлены три слабопроницаемых интервала, разделяющие коллекторскую толщу на четыре относительно изолированные пачки. Гидродинамическую разобщенность выделенных пачек подтверждают: сопоставление эксплуатации соседних скважин; результаты геолого-технических мероприятий по четырем скважинам, давшие многократное снижение обводненности и рост дебита нефти – все эти факторы обосновывают пластово-массивное строение залежи с локальной системой слабопроницаемых экранов внутри основной толщи коллекторов.</jats:p> <jats:p>Carbonate reef reservoirs are characterized by high geological heterogeneity, which produces a spatially differentiated flow system with zones of differing drainage degree and leads to uneven reserve depletion. Refinement of the reservoir's internal structure based on geological-geophysical and field data makes it possible to identify such zones without additional costly investigations. The article analyzes the existing geological model of the Famennian reef reservoir and the production performance of the entire well stock to refine the understanding of the reservoir's internal structure. In particular, it reveals a vertical heterogeneity of the reservoir rock that governs the degree of hydrodynamic connectivity of the whole pool: three low-permeability intervals were identified, dividing the reservoir sequence into four relatively isolated units. The hydrodynamic isolation of these units is supported by a comparison of neighboring wells whose water cut is inverse with respect to the water-oil contact, as well as by the results of targeted well interventions in four wells, which produced a multiple reduction in water cut and an increase in oil rate. Collectively, these factors substantiate a stratiform-massive architecture of the reservoir with a local system of low-permeability baffles within the main reservoir sequence.</jats:p>