ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СПЕКТРАЛЬНОЙ ШУМОМЕТРИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Яруллин Айрат Рашидович; Яруллин Рашид Камилевич; Гаязов Марат Сальманович; Валиуллин Аскар Салаватович; Валиуллин Марат Салаватович; Тихонов Иван Николаевич

УДК 550.83 DOI 10.24412/1728-5283-2024-2-32-42

ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СПЕКТРАЛЬНОЙ ШУМОМЕТРИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН *

ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий», г. Уфа, Российская Федерация

ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис», г. Уфа, Российская Федерация

Разработка нефтяных и газовых месторождений углеводородов предусматривает применение геофизических методов, обеспечивающих прямой контроль текущего состояния пласта и скважины путем наблюдения и регистрации комплекса физических параметров непосредственно в действующей скважине. Одним из методов, широко используемых в промысловой геофизике, является метод пассивной широкополосной шумометрии, основанный на результатах наблюдения и регистрации акустических шумов, генерируемых потоками флюида в пласте и скважине. Метод обеспечивает возможность выявления признаков прорыва воды или газа в условиях слоистых неоднородных залежей. Особо остро этот вопрос стоит при эксплуатации месторождений с маломощной оторочкой нефти, зажатой между скоплением газа и воды с применением горизонтального бурения, и методов гидроразрыва пласта. Яркий пример приведенных геолого-промысловых условий - нефтегазоконденсатные месторождения (НГКМ) Западной Сибири. В настоящее время природа возникновения акустических шумов в действующих скважинах и интерпретационные критерии отработаны недостаточно. Результаты метода пассивной широкополосной шумометрии воспринимаются как «вспомогательные» к традиционным методам, а все сомнения трактуются как ошибка интерпретатора или ограничения аппаратуры. разработка и развитие интерпретационных критериев метода спектральной акустической шумометрии. В работе проведены результаты физических экспериментов, выполненных в лабораторных условиях на макетах скважин с применением эталонных измерительных устройств. С учетом лабораторных экспериментов выполнен анализ полевых данных, зарегистрированных в скважине, эксплуатирующей слабо-сцементированный коллектор с выносом песка. Традиционные геофизические методы не обеспечили возможность выделения интервалов пласта, подвергающихся разрушения в процессе эксплуатации. Исходя из выполненных исследований, показано, что повышение интенсивности акустических шумов в области высоких частот, наблюдаемое при проведении исследований методом акустической шумометрии, является признаком наличия механических примесей в потоке и может рассматриваться как ин-

_ Ключевые слова: горизонтальная скважина, проП терпретационный Фитерий при анализе

мысловые геофизические исследования, широкополое- полевого материала по методу пассивной

ная спектральная шумометрия, интерпретационные широкополосной шумометрии. критерии.

* Для цитирования: Яруллин А.Р., Яруллин Р.К., Гаязов М.С., Валиуллин А.С., Валиуллин М.С., Тихонов И.Н. Особенности интерпретации данных спектральной шумометрии по результатам исследования действующих горизонтальных скважин // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2024. №2. С. 32-42. DOI 10.24412/1728-5283-2024-2-32-42

А

г

INTERPRETATION PECULIARITIES OF SPECTRAL NOISE LOGGING DATA BASED ON THE RESULTS OF STUDYING EXISTING HORIZONTAL WELLS

Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Ufa University of Science and Technology", Ufa, Russian Federation

LLC PKF GIS Nefteservis, Ufa, Russian Federation

The development of oil and gas hydrocarbon fields involves the use of geophysical methods that provide direct control of the current state of the formation and well by observing and recording a set of physical parameters directly in the operating well. One of the methods widely used in field geophysics is the passive broadband noise logging method. It is based on the results of observation and recording of acoustic noise generated by fluid flows in the formation and well. The method provides the ability to detect signs of water or gas breakthrough in conditions of layered heterogeneous deposits. This issue is especially acute when exploiting fields with a thin rim of oil, sandwiched between an accumulation of gas and water using horizontal drilling and hydraulic fracturing methods. A striking example of the given geological and field conditions is the oil and gas condensate fields (OGCF) of Western Siberia. At present, the nature of the occurrence of acoustic noise in operating wells and interpretation criteria have not been sufficiently developed. The results of the passive broadband noise logging method are perceived as "auxiliary" to traditional methods, and all doubts are interpreted as an interpreter error or equipment limitations. development and development of interpretative criteria for the spectral acoustic noise logging method. The work presents the results of physical experiments performed in laboratory conditions on mock-up wells using standard measuring devices. Taking into account laboratory experiments, an analysis of field data recorded in a well operating a weakly cemented reservoir with sand production was carried out. Traditional geophysical methods have not provided the ability to identify formation intervals that are subject to destruction during operation. Based on the studies performed, it was been shown that an increase in the intensity of acoustic noise in the high frequency region, observed during research using the acoustic noise logging method, is a sign of the presence of mechanical impurities in the flow and can be considered as an interpretative criterion when analyzing field material using the passive

Keywords: horizontal well, field geophysical surveys, broadband spectral noise logging, interpretive criteria.

broadband noise logging method.

Введение. Прогнозирование и предотвраще- боты интервалов в носке скважины, признаки

ние прорыва воды или газа в условиях слоистых работы ближних интервалов нивелируются пото-

неоднородных залежей являются важнейшими ком. В качестве вспомогательного метода в таких

задачами при разработке месторождений с при- случаях активно используется метод широкопо-

менением скважин с горизонтальным окончани- лосной спектральной шумометрии (АШ) [5, 6]. ем [1, 2, 3]. Особо остро этот вопрос стоит при Необходимо отметить, что природа возник-

эксплуатации месторождений с маломощной ото- новения акустических шумов в действующих

рочкой нефти, зажатой между скоплением газа скважинах и интерпретационные критерии отра-

и воды [4]. Яркий пример приведенных геолого- ботаны недостаточно. В связи с этим, результа-

промысловых условий - нефтегазоконденсатные ты АШ воспринимаются как «вспомогательные»

месторождения (НГКМ) Западной Сибири. к традиционным методам, а все сомнения трак-

Общеизвестно, что классический подход к ин- туются как ошибка интерпретатора или ограни-

терпретации данных промыслово-геофизических чения аппаратуры.

исследований по реакции метода термометрии, В данной работе предлагаются к обсужде-расходометрии и методов состава, выполненных нию результаты экспериментальных исследовав скважинах с горизонтальным окончанием, не ний спектральных характеристик акустических всегда обеспечивает однозначность заключения. шумов, генерируемых потоком жидкости и газа Это связано с тем, что в условиях активной ра- различной интенсивности при взаимодействии

с эталонным гидрофоном и скважинным прибором. Исследования выполнены на базе ИЦ «Технопарк» и кафедры геофизики ФГБОУ ВО «Уфимского университета науки и технологий».

Результаты лабораторных исследований использованы при анализе полевых данных, полученных при проведении ПГИ на НГКМ компанией ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис».

Исследованию природы возникновения акустических шумов в действующих скважинах и возможности применения метода спектральной шумометрии при проведении ПГИ действующих скважин посвящено множество публикаций [7, 8, 9, 10, 11]. Наиболее распространенный алгоритм интерпретации данных АШ основан на критериях, предложенных компанией TGT, с условным разделением акустических шумов по частотным окнам с учетом характеристик каналов, по которым движется флюид [6]. Однако, в публикациях, базирующихся на результатах экспериментальных исследований, показано, что амплитудно-спектральная характеристика регистрируемых шумов определяется скоростью потока, структурой канала течения, составом флюида и акустическими характеристиками внутрискважинного

объема. Подтверждений прямой зависимости спектра акустических шумов, регистрируемых в стволе действующей скважины, от структуры и размеров канала фильтрации в публикациях не отмечается [1].

Лабораторные исследования спектральных характеристик акустических шумов. Значительный объем лабораторных исследований спектральных характеристик акустических шумов, характерных для условий действующих скважин, был выполнен на кафедре геофизики Башкирского государственного университета совместно с Московским научным центром компании Шлюмберже [10, 12]. Эти исследования показали, что чистые жидкостные потоки не генерируют высокочастотную составляющую акустических колебаний в открытом объеме, а наблюдаемые шумы в области частот выше 20 кГц -результат резонансных колебаний в замкнутом объеме стальной колонны.

На рисунке 1 приведены результаты экспериментальных исследований спектра акустических шумов, регистрируемых эталонным гидрофоном в потоке воды и пузырьками газа в водной среде.

а) б)

Рисунок 1 - Спектральное разложение акустических шумов, генерируемых потоком воды и газа, зарегистрированные эталонным гидрофоном в «свободном объеме»,

где: а - поток воды, б - поток газовых пузырьков [Составлено авторами]

Исследования выполнены в цилиндрической безэховой акустической камере объемом 0,15 м3 с внутренним звукопоглощающим покрытием, исключающим формирование отраженных волн. Расходные параметры воды и газа приведены к реальным значениям, характерным для действующих скважин с учетом геометрии перфорационных отверстий и удельных дебитов. Установлено, что основной максимум интенсивности акустических шумов, генерируемых потоком

воды, лежит в частотном диапазоне 10-100 Гц, максимальная интенсивность шума, генерируемого пузырьками газа смещена в область частот 0,1 - 1,0 Гц. В области частот выше 10 кГц интенсивность генерируемых шумов резко падает, постепенно приближаясь к фоновому значению. Максимальная интенсивность регистрируемых шумов наблюдается в прямом потоке, воздействующем на датчик гидрофона. Смещение датчика относительно направления потока, ожидаемо

А

приводит к снижению интенсивности регистрируемых шумов.

С учетом проведенных экспериментов можно утверждать, что частотный диапазон акустических шумов, генерируемых потоками жидкости и газа в интервале перфорационных отверстий ограничен областью до 20 кГц. Максимум интенсивности шумов наблюдается в интервале притока, быстро спадая по мере удаления от точки генерации. Приток газа проявляется незначительным увеличением интенсивности АШ в области высоких частот, в сравнении с чисто жидкостным

Отмечается незначительное расхождение спектра шумов регистрируемых эталонным гидрофоном и скважинным прибором в области низких частот до 1 кГц, и в диапазоне 5,2 - 7,0 кГц, не имеющее принципиального значения в общей картине акустических шумов. Локальный максимум на частоте 3.2 кГц можно трактовать как характерный шум, генерируемый пузырьками газа, наблюдавшийся и на предыдущих экспериментах с газом, (рисунок 1 б).

Результаты совместного теста показали высокую степень корреляции частотных характеристик скважинного прибора SNM и эталонного гидрофона. Таким образом, частотные характе-

потоком. Значимой зависимости интенсивности шума от расхода газа в лабораторных экспериментах не выявлено.

Аналогичные исследования выполнены с применением скважинного прибора SNM компании «ГИС Нефтесервис», широко используемого при проведении промышленных исследований в действующих скважинах. Сопоставление спектрограмм, регистрируемых эталонным гидрофоном и скважинным прибором при совместном тестировании в «безэховой» камере с подачей газа, приведены на рисунке. 2.

ристики акустических шумов, регистрируемые при проведении промысловых исследований скважинной аппаратурой SNM, можно сопоставить и анализировать с учетом результатов лабораторных экспериментов.

На рисунке 3 приведена реакция прибора SNM на приток газа через макет перфорационных отверстий (ИП) в горизонтальной стеклянной трубе с внутренним диаметром 150 мм [5]. Расход газа задавался в диапазоне от 1,2 м3/час до 3,9 м3/час, что характерно для удельного дебита в реальных скважинах, оборудованных устройством контроля притока (УКП).

Рисунок 2 - Спектральное разложение акустических шумов, зарегистрированных скважинным прибором SNM и эталонным гидрофоном в «безэховой» камере при подаче газа разной интенсивности в водную среду [Составлено авторами]

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2024, том 51, № 2М14)^^^^ШПППППППП1 35

Рисунок 3 - Спектральное разложение акустических шумов, зарегистрированных скважинным прибором SNM при инжекции газа через макет интервала перфорации в трубе диаметром 150 мм [Составлено авторами]

Зарегистрированные спектрограммы акустических шумов имеют явно выраженные локальные аномалии в области высоких частот (26, 33, 40, 50 кГц), отсутствующие в экспериментах с «открытым» объемом в «безэховой камере» (рисунок 2). Наиболее вероятная природа этих аномалий - результат собственных резонансных колебаний в замкнутом объеме, ограниченном отражающими стенками стеклянной колонны. Аналогичные резонансные аномалии на спектрограммах АШ наблюдаются и в скважинных условиях [4].

Анализ скважинных материалов спектральной шумометрии. Результаты лабораторных исследований использованы при анализе полевых материалов широкополосной скважинной шумометрии, зарегистрированных в действующей горизонтальной скважине с горизонтальным окончанием [6]. Скважина эксплуатирует нефте-насыщенную часть пласта толщиной до 20 м с подстилающей водой и газовой шапкой толщиной до 40 м. Средний коэффициент пористости коллектора Кп составляет 30 %. Продуктивный пласт имеет сильно развитую слоистую микронеоднородность, которая выражена в частом чередовании тонких прослоев песка и глины.

Исследования методом АШ выполнены на этапе безводной эксплуатации в 2020 году и после обводнения продукции в 2021 году в комплексе с традиционными методами ГИС.

На первом этапе (2020 год) дебит скважины по нефти Qн 80 м3/сут, по газу Qг 15000 м3/сут (НУ), по воде Qв 10 м3/сут. Второй этап исследований (2021 год) выполнен при высоком уровне обводнения продукции в режиме притока при Qн= 0,3 м3/сут, Qг 870 м3/сут (НУ), воды 290 м3/ сут, а также в режиме закачки с расходом воды 120 м3/сут. Общий планшет по результатам ПГИ приведен на рисунке 4.

По результатам ПГИ на первом и втором этапах выделены основные работающие интервалы, определяющие состав продукции. Поступление газа и нефти приурочено к интервалам ИП3, ИП6 и ИП7. Источник обводнения - интервал ИП3. Заключение выдано по результатам анализа комплекса традиционных методов ПГИ, включающих метод термометриии, расходометриии и методы состава. Метод спектральной шумо-метрии использован как вспомогательный, без детализации. Петрофизический анализ характеристик пласта коллектора, выполненный авторами публикации, свидетельствует о неустойчивой

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ

/

2024, том 51, № 2(114)

Рисунок 4 - Результаты промыслово-геофизических исследований в действующей скважине с горизонтальным окончанием [Составлено авторами]

структуре матрицы с возможностью частичного разрушения и выноса твердых фракций потоком при работе скважины на притоке. Наличие пес-

копроявления подтверждено результатами видеосъемки, выполненной при ПГИ на втором этапе исследований (рисунок 5).

Механические примеси в потоке Чистый газо-жидкостный поток Отсутствие потока, призабойная зона

Рисунок 5 - Кадры видеосъемки в стволе остановленной скважины при проведении исследований в скважине (2021 г) [Составлено авторами]

В условиях высокой обводненности ствол скважины после остановки заполнен преимущественно оптически прозрачной водой, по верхней образующей наблюдается незначительное скопление углеводородов, нижняя образующая скважины покрыта песком. Запись выполнена на спуске. При записи на подъеме работа камеры неинформативна в связи с подъемом песка движущимся прибором и образованием оптически непрозрачной взвеси. Учитывая, что механические примеси в стволе скважины скопились при работе на притоке, логично предположить, что они содержаться в составе потока, поступающе-

го из пласта через устройство контроля притока (УКП) с учетом интенсивности притока:

— 2196 м - интенсивный поток, высокий уровень акустического шума;

— 2820 м - малая скорость потока, низкий уровень акустического шума;

— 3433,4 м - поток отсутствует, шум отсутствует.

С учетом сделанных предположений и результатов лабораторных экспериментов, проведен анализ спектрального разложения акустических шумов, зарегистрированных в скважине на различных режимах.

В интервале горизонтального ствола выбраны 5 критических глубин (рис.4) с выраженными аномалиями по методу спектральной шумомет-рии:

— 1660 м (а) - интервал сплошной колонны, линейный поток;

— 2117 м (б) - локальный приток газа через УКП в линейный поток нефти;

— 2300 м (в) - интенсивный приток воды через УКП в линейный поток воды, основной интервал ухода закачиваемой воды;

— 3200 м (г) - интенсивный приток газа через УКП в неподвижную нефть;

Спектральное разложение шума в линейном потокепри изменении режима Н=1бб0м(А)

частота. Гц

а

100 1000 10000

-10

-Газ+нефть 2020

-20 / —Закачка

/ \ —Приток воща 2021

la -30 yS , -3¥"Г1ф

\ -50

I -БО \

- 3540 м (д) - призабойная зона (зумпф), сплошная колонна.

Спектральное разложение шумов, зарегистрированных на указанных глубинах, приведено на рис. 6. Спектр шума, регистрируемый в приза-бойной зоне (зумпф) использован в качестве фонового распределения. Анализ данных показывает, что диапазон частот в водном потоке ограничен сверху 10 кГц, и совпадает с результатами лабораторного эксперимента. Смешанный поток газ+нефть генерирует более широкий частотный диапазон, распространяющийся (до 20-30 кГц).

Рисунок 6 - Спектральное разложение акустических шумов, зарегистрированных в стволе скважины в режиме притока,

где: а - линейный поток, б, в, г - интервалы притока через УКП [Составлено авторами]

Состав флюида в стволе скважины и интенсивность высокочастотных шумов рассмотрим в таблице 1.

Таблица 1 - Состав флюида в стволе скважины и интенсивность высокочастотных шумов

Г лубина Н, м Режим/год Состав/дебит, (м3/сут) Интенсивность высокочастотных шумов

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

2117 приток/2020 Газ / ~ 30* высокая

приток/2021 Вода / ~ 0 отсутствуют

закачка/2021 Вода / ~ 5 средняя

2300 приток/2020 Газ / ~ 20* отсутствуют

приток/2021 Вода/~ 200 малая

закачка/2021 Вода/~ 50 средняя

3200 приток/2020 Газ / ~ 80* высокая

приток/2021 Вода / ~ 0 отсутствуют

* - дебит газа в условиях забойного давления на момент проведения исследований в скважине

2024, том 51, № 2(114)

А

Проведенный анализ спектра акустических шумов по выбранным позициям согласуется с общепринятыми положениями о критериях работы ИП:

— приток газа генерирует высокочастотные шумы различной интенсивности;

— приток воды или нефти генерирует средне-частотные шумы;

— линейный поток жидкости генерирует только низкочастотные шумы;

— наличие пузырьков газа в линейном потоке сопровождается увеличением высокочастотной составляющей акустических шумов.

Наряду со сказанным, остается не ясной природа высокой интенсивности акустических шумов в диапазоне часто выше 30 кГц, наблюдаемая на глубинах 2117 м и 3200 м в режиме притока газо-нефтяной смеси и отсутствующая на глубине 2300 м в идентичных условиях (рисунок 6). Особый интерес вызывает нарастающая с глубиной интенсивность высокочастотных акустических шумов в режиме закачки в локальном интервале глубин 2100-2300 м. При этом, выше в интервале глубин 1700-2100 м, в условиях интенсивного потока амплитуда шума значительно ниже, а высокочастотная составляющая отсутствует.

Для выяснения природы возникновения высокочастотных шумов в потоке, обратимся к результатам видеосъемки, зафиксировавшей наличие механических примесей в потоке. На рисунке 7 приведено спектральное разложение акустических шумов, регистрируемых в режиме закачки в сплошной стальной колонне (Н= 1660 м и 2660 м) вне интервалов перфорации (УКП). В соответствии с общепринятыми положениями о спектре акустических шумов, в линейном низкоскоростном однофазном потоке генерируются исключительно низкочастотные колебания. В данном примере высокочастотные шумы наблюдаются в водном потоке на большом интервале глубин (1800-2370 м), постепенно нарастая, на фоне снижения скорости потока закачиваемой воды (как видно из рисунка 4). Причем, в интервале наклонного ствола (выше Н= 1800 м) при высокой скорости потока закачиваемой воды, высокочастотная составляющая шумов отсутствует.

Исходя из приведенных материалов, логично предположить, что природа возникновения высокочастотных шумов, фиксируемая методом спектральной шумометрии, связана с наличием механических примесей, выносимых из пласта коллектора в режиме притока [7, 8]. При переводе

Рисунок 7 - Спектральное разложение акустических шумов в режиме закачки в интервале сплошной колонны (Н=1660 м и Н=2260 м)

[Составлено авторами]

скважины под закачку, корпус движущегося сква-жинного прибора поднимает механические частицы, скопившиеся на нижней образующей горизонтального ствола. Поток закачиваемой воды с механическими частицами взаимодействует с корпусом и датчиком акустических шумов сква-жинного прибора, генерируя высокочастотные шумы. Факт наличия взвеси механических частиц в потоке при замере на подъеме, зафиксирован результатами видеонаблюдения. Отсутствие высокочастотных шумов в наклонном интервале ствола скважины на глубинах до глубины 1800 м, связано с тем, что механические частицы не скапливаются в наклонной и вертикальной части ствола скважины.

Приведенный пример и результаты лабораторных экспериментов поднимают вопрос о необходимости проведения дополнительных исследований по изучению природы возникновения акустических шумов с применением лабораторных макетов скважин, проведением полевых исследований на скважинах и развитием систем регистрации акустических шумов.

ЛИТЕРАТУРА

1. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Буянов А.В. Стационарный мониторинг геофизических параметров при контроле разработки месторождений. Возможности, проблемы и перспективы использования // Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. № 2(21). Источник: http://oilgasjoumal.ru (дата обращения: 10.05.2024).

2. Котенёв Ю.А., Халиков А.Н., Шабрин Н.В., Чибисов А.В. Оценка гидродинамического взаимодействия скважин и эффективности заводнения на основе геологопромысловых данных // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. 2023. №4. С.52-68. DOI: 10.24412/2949-4052-2023-4-52-68.

3. Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин. // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2014. Т. 19. №1. С. 21-28. EDN RYBNIV

4. Тихонов И.Н., Валиуллин А.С., Валиуллин М.С., Измайлова А.Э., Бутенко Р.В. Прогнозирование рисков неравномерной выработки запасов в условиях эксплуатации залежи горизонтальными скважинами. // Материалы V Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых с международным участием. Грозный, 2022. С163-172^0П0.34708Ю8ТОи.га№\2022.69.45.037. EDN MWULPZ.

5. Имамова Е.Ю., Акчурин А.А., Яруллин Р.К. Анализ информативности данных механической рас-ходометрии в нефтяных скважинах с использованием аппаратуры российского производства // Нефтяное хо-

Заключение. Проведен анализ результатов лабораторных экспериментов по исследованию спектральных характеристик акустических шумов, генерируемых потоками жидкости и газа в условиях открытого объема «безэховой» камеры и на макете ствола скважины. Определены частотные диапазоны акустических шумов, характерные для потока чистой жидкости и вклад пузырьков газа. Показан эффект возникновения высокочастотных резонансных колебаний в замкнутом объеме ствола скважины.

С учетом результатов лабораторных исследований проведен комплексный анализ результатов ПГИ в действующей скважине с горизонтальным окончанием, выполненных с применением метода широкополосной скважинной шумометрии и видеосъемки. Установлено, что механические частицы песка, выносимые во внутренний объем эксплуатационной колонны при работе на притоке, или присутствующие в потоке в режиме закачки, кардинально меняют спектр акустических шумов, генерируя высокочастотную составляющую в спектральной картине акустических шумов по реакции скважинного прибора.

зяйство. 2019. № 3. С. 86-91. DOI 10.24887/0028-24482019-3-86-91. - EDN MFOYJU.

6. Определение источников обводнения и профиля притока в скважине с многостадийным гидроразрывом пласта // SPE-191560 Сайт компании TGT. Источник: https://tgtdiagnostics.com/ru/products/tgt-fracture-flow/ (дата обращения: 10.05.2024).

7. Яруллин А.Р., Валиуллин Р.А., Яруллин Р.К., Га-язов М.С. Экспериментальное изучение многофазных неизотермических потоков, в условиях действующих горизонтальных скважин // 2-я научно-практическая конференция «Горизонтальные скважины 2017. Проблемы и перспективы» // Каротажник. 2017. № 1(271). С. 116. EDN XKOINV.

8. Асланян А.М., Асланян И.Ю., Кантюков Р.Р., Минахметова Р.Н., Никитин Р.С., Нургалиев Д.К., Сорока С.В. Скважинная шумометрия как энергосберегающая инновационная технология // Нефтегазовое дело. 2016. Т. 14. № 2. С. 8-12. EDN WXOZMN.

9. Яруллин А.Р., Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Михайлов Д.Н., Шако В.В. Экспериментальное исследование природы искажения спектральных характеристик акустических шумов на макете скважины со стальной эксплуатационной колонной // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2020. Вып. 4 (126). С. 9-18. DOI: 10.17122/ntj-oil-2020-4-9-18.

10. Informative value and interpretation reliability of wide frequency range acoustic noise technique in operating horizontal wells / R. K. Yarullin, R. A. Valiullin. A. R. Yarullin [et al.] // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021, RPTC 2021, Virtual, Online, 12-15 октября 2021 года.

..........ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

40 ' 2024, том 51, № 2(114)

А

г

Virtual, Online, 2021. DOI 10.2118/SPE-206619-MS. EDN HSNKRB.

11. Alabdulmuhsin Ali et al. (2023) Combining Production Logging with Spectral Noise Logging and High Precision Temperature to Detect Wellbore and Behind Pipe Fractures Fluid Movement // SPE-212647-MS/, SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition, January 2023.

12. Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Яруллин А.Р., Михайлов Д.Н., Шако В.В., Тихонов И.Н., Валиуллин А.С., Биккулов М.М. Исследование факторов, определяющих амплитудно-частотные характеристики акустических шумов при проведении геофизических исследований // PROнефть. Профессионально о нефти. 2021. Т. 6. № 2. С. 20-27. DOI 10.51890/2587-73992021-6-2-20-27. EDN YNEKEC.

13. Aslanyan et al. (2019) Determination of Sand Production Intervals in Unconsolidated Sandstone Reservoirs Using Spectral Acoustic Logging // SPE-196445-MS, prepared for presentation at the SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Bali, Indonesia, 29-31 October 2019. DOI 10.2118/196445-MS.

14. Яруллин А.Р. Яруллин Р.К. Гаязов М.С., Вали-уллин А.С., Валиуллин М.С., Тихонов И.Н. Исследование природы возникновения высокочастотных шумов в работающих интервалах скважин с многостадийным гидроразрывом пласта. // Нефтегазовое дело. 2024. №5 (655) С. 63-70.

15. Яруллин А.Р. Яруллин Р.К. Гаязов М.С., Крю-чатов А.Д., Власов С.В. О возможности применения метода спектральной акустической шумометрии при выделении интервалов поступления песка в газовых скважинах. // Нефтегазовое дело. 2024. № 5 (655). С. 44-51.

16. Назаров С.И., Егурцов Н.А., Маринин В.И., Карабельников О.М., Арутюнов А.Е. Современные средства контроля за выносом песка из газовых скважин и опыт применения детекторов типа «СПЕКТР» на объектах РАО «Газпром». // Материалы научно-технического Совета РАО «Газпром». М., 1998. С. 55.

REFERENCES

1. Ipatov A.I., Kremenetsky M.I., Kaeshkov I.S., Buyanov A.V. Stationary monitoring of geophysical parameters when monitoring field development. Opportunities, problems and prospects for use // Current problems of oil and gas. 2018. No. 2(21). Source: http:// oilgasjournal.ru (access date: 05/10/2024).

2. Kotenev Yu.A., Khalikov A.N., Shabrin N.V., Chibisov A.V. Assessment of hydrodynamic interaction of wells and waterflooding efficiency based on geological field data // Geology. Proceedings of the Department of Geosciences and Natural Resources. 2023. No. 4. P.52-68. DOI: 10.24412/2949-4052-2023-4-52-68.

3. Valiullin R.A., Yarullin R.K. Features of geophysical studies of existing horizontal wells. // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic

of Bashkortostan. 2014. T. 19. No. 1. pp. 21-28. EDN RYBNIV.

4. Tikhonov I.N., Valiullin A.S., Valiullin M.S., Izmailova A.E., Butenko R.V. Forecasting the risks of uneven reserve production under conditions of reservoir exploitation by horizontal wells. // Materials of the V All-Russian scientific and practical conference of students, graduate students and young scientists with international participation. Grozny, 2022. pp. 163-172. DOI 10.34708/ GST0U.C0NF.2022.69.45.037. EDN MWULPZ.

5. Imamova E.Yu., Akchurin A.A., Yarullin R.K. Analysis of the information content of mechanical flow metering data in oil wells using Russian-made equipment // Oil industry. 2019. No. 3. P. 86-91. DOI 10.24887/00282448-2019-3-86-91. - EDN MFOYJU.

6. Determination of water supply sources and inflow profile in a well with multi-stage hydraulic fracturing // SPE-191560 TGT company website. Source: https:// tgtdiagnostics.com/ru/products/tgt-fracture-flow/ (access date: 05/10/2024).

7. Yarullin A.R., Valiullin R.A., Yarullin R.K., Gayazov M.S. Experimental study of multiphase non-isothermal flows in operating horizontal wells // 2nd scientific and practical conference "Horizontal wells 2017. Problems and prospects" // Karotazhnik. 2017. No. 1(271). P. 116. EDN XKOINV.

8. Aslanyan A.M., Aslanyan I.Yu., Kantyukov R.R., Minakhmetova R.N., Nikitin R.S., Nurgaliev D.K., Soroka S.V. Downhole noise metry as an energy-saving innovative technology // Oil and Gas Business. 2016. T. 14. No. 2. P. 8-12. EDN WXOZMN.

9. Yarullin A.R., Yarullin R.K., Valiullin R.A., Mikhailov D.N., Shako VV. Experimental study of the nature of distortion of the spectral characteristics of acoustic noise on a well model with a steel production casing // Problems of collection, preparation and transport of oil and petroleum products. 2020. Issue. 4 (126). pp. 9-18. DOI: 10.17122/ntj-oil-2020-4-9-18.

10. Informative value and interpretation reliability of wide frequency range acoustic noise technique in operating horizontal wells / R. K. Yarullin, R. A. Valiullin, A. R. Yarullin [et al.] // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021, RPTC 2021, Virtual , Online, October 12-15, 2021. Virtual, Online, 2021. DOI 10.2118/SPE-206619-MS. EDN HSNKRB.

11. Alabdulmuhsin Ali et al. (2023) Combining Production Logging with Spectral Noise Logging and High Precision Temperature to Detect Wellbore and Behind Pipe Fractures Fluid Movement // SPE-212647-MS/, SPE Reservoir Characterization and Simulation Conference and Exhibition, January 2023.

12. Yarullin R.K., Valiullin R.A., Yarullin A.R., Mikhailov D.N., Shako V.V., Tikhonov I.N., Valiullin A.S., Bikkulov M.M. Study of factors that determine the amplitude-frequency characteristics of acoustic noise during geophysical research // PROneft. Professionally about oil. 2021. T. 6. No. 2. P. 20-27. DOI 10.51890/25877399-2021-6-2-20-27. EDN YNEKEC.

13. Aslanyan et al. (2019) Determination of Sand

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2024, том 51, № 2(114)^^^^ШШППППППП 41

Production Intervals in Unconsolidated Sandstone Reservoirs Using Spectral Acoustic Logging // SPE-196445-MS, prepared for presentation at the SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition held in Bali, Indonesia, 29-31 October 2019. DOI 10.2118/196445-MS.

14. Yarullin A.R. Yarullin R.K. Gayazov M.S., Valiullin A.S., Valiullin M.S., Tikhonov I.N. Study of the nature of the occurrence of high-frequency noise in working intervals of wells with multi-stage hydraulic fracturing. // Oil and gas business. 2024. No. 5 (655) pp. 63-70.

15. Yarullin A.R. Yarullin R.K. Gayazov M.S., Kryuchatov A.D., Vlasov S.V On the possibility of using the method of spectral acoustic noise metry in identifying intervals of sand supply in gas wells. // Oil and gas business. 2024. No. 5 (655). pp. 44-51.

16. Nazarov S.I., Egurtsov N.A., Marinin V.I., Karabelnikov O.M., Arutyunov A.E. Modern means of monitoring sand production from gas wells and experience in using SPECTRUM detectors at the facilities of RAO Gazprom. // Materials of the Scientific and Technical Council of RAO Gazprom. M., 1998. P. 55.

кандидат технических наук, доцент кафедры геофизики

ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий»

450076, г. Уфа, Республика Башкортостан,

ул. Заки Валиди, дом 32.

Эл. почта: YarullinAR@mail.ru

ORCID Ю: 0009-0005-1763-9200

кандидат физико-математических наук, доцент, директор ИЦ «Технопарк»

ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий»

450076, г. Уфа, Республика Башкортостан,

ул. Заки Валиди, дом 32.

Эл. почта: rkuf@yandex.ru

ORCID Ю: 0000-0001-7949-3503

Заведующий лабораторией ИЦ «Технопарк»

ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий»

450076, г. Уфа, Республика Башкортостан,

ул. Заки Валиди, дом 32.

Эл. почта: gaiver28@mail.ru

ORCID Ю: 0009-0003-5082-7882

директор ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис» 450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Кирова, 52 Эл. почта: info@gisns.ru ORCID Ю: 0009-0008-8297-9166

главный инженер ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис»

450078, г. Уфа, Республика Башкортостан,

ул. Кирова, 52

Эл. почта: info@gisns.ru

ORCID Ю: 0009-0004-6483-0158

главный геолог ООО «ПКФ «ГИС Нефтесервис» 450078, г. Уфа, Республика Башкортостан, ул. Кирова, 52

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Эл. почта: ivan.tikhonov@gisns.ru ORCID Ю: 0009-0004-1357-174/

candidate of technical sciences, associate professor of geophysics

FGBOU VO "Ufa University of Science and Technology" 450076, g. Ufa, Republic of Bashkortostan, he is Zaki Validi, house 32. E-mail: YarullinAR@mail.ru ORCID ID: 0009-0005-1763-9200

candidate of physical and mathematical sciences, associate professor,

director of IT "Technopark"

FGBOU VO "Ufa University of Science and Technology"

450076, g. Ufa, Republic of Bashkortostan,

Zaki Validi Str, house 32.

E-mail: rkuf@yandex.ru

ORCID ID: 0000-0001-7949-3503

Head of the laboratory of IT "Technopark"

FGBOU VO "Ufa University of Science and Technology"

450076, g. Ufa, Republic of Bashkortostan,

he is Zaki Validi, house 32.

E-mail: gaiver28@mail.ru

ORCID ID: 0009-0003-5082-7882

director of LLC "PKF "GIS Nefteservis" 450078, Russia, Republic of Bashkortostan, d. Ufa, ul. Kirova, 52 E-mail: info@gisns.ru ORCID ID: 0009-0008-8297-9166

Chief engineer of LLC "PKF "GIS Nefteservis"

450078, g. Ufa, Republic of Bashkortostan,

he is Kirova, 52

E-mail: info@gisns.ru

ORCID ID: 0009-0004-6483-0158

Chief geologist of LLC "PKF "GIS Nefteservis" 450078, g. Ufa, Republic of Bashkortostan, he is Kirova, 52 E-mail: ivan.tikhonov@gisns.ru ORCID ID: 0009-0004-1357-174X

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2024, том 51, № 2(114) lllllllllllllllllllllllllllllllll

INTERPRETATION PECULIARITIES OF SPECTRAL NOISE LOGGING DATA BASED ON THE RESULTS OF STUDYING EXISTING HORIZONTAL WELLS

Текст научной работы на тему «ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ СПЕКТРАЛЬНОЙ ШУМОМЕТРИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЯ ДЕЙСТВУЮЩИХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН»