Рассмотрен опыт применения оптоволоконных распределенных акустических систем (DAS) при шумометрии скважин на основе геофизического кабеля при контроле за разработкой газоконденсатного месторождения. Проведены исследования по оценке спектральной чувствительности метода DAS. Разработана методика фильтрации исходного сигнала с расчетом энергии сигнала в различных диапазонах частот, что несет информацию о движении флюида внутри скважины. Путем комплексирования шумометрии скважин с исследованиями на основе волоконно-оптической системы распределенных датчиков температуры (DTS) выделены интервалы работающих в скважине газонасыщенных пластов. По методам DAS и DTS отчетливо выделяется момент остановки скважины.

Установлено, что информативность систем DAS и DTS зависит от места расположения кабеля. Для контроля за разработкой по технологии DTS оптимально размещать кабель внутри или снаружи эксплуатационной колонны. При расположении кабеля внутри НКТ поле температуры искажается встречными потоками флюида. Чувствительность системы DAS к шуму от породы и эксплуатационной колонны также может быть повышена оптимизацией расположения кабеля, что может быть обосновано при более широком внедрении данной технологии на производстве.

 Для возможности регистрации шума от движения флюида за колонной и в породе необходимо расширить частотный диапазон регистрируемых колебаний за счет применения специальных кабелей с повышенной чувствительностью и расширенной диаграммой направленности.­ Достоверность исследований методом шумометрии DAS может быть существенно повышена путем тестирования программных алгоритмов для улучшения соотношения сигнал/шум. В перспективе предложенные подходы могут позволить не только судить по шумометрии DAS об интервалах фильтрации флюидов, но и на основе анализа спектров регистрируемых шумов определять характер их насыщения (нефть, вода, газ).

Ключевые слова: шумометрия скважин, оптоволоконных распределенные акустические системы, газонасыщенные пласты, частотный диапазон

ЛИТЕРАТУРА

Bai X., Zhang F., Lin L. et al. Phase drift and noise suppression method based on SEE-SGMD-PCC in a distributed acoustic sensor. Optics Express, Vol. 31, No. 19, 2023, pp. 31463-31485, https://doi.org/10.1364/OE.495356.

Chen W., Ma X., Ma Q. et al.  Denoising method of the φ-OTDR system based on EMD-PCC. IEEE Sensors Journal, Vol. 21, No. 10, 2021, pp. 12113-12118, DOI:  10.1109/JSEN.2020. 3033674.

Daley T.M. et al. Field testing of fiber-optic distributed acoustic sensing (DAS) for subsurface seismic monitoring. The Leading Edge, Vol. 32, No. 6, 2013, pp. 699-706, DOI:10.1190/ tle32060699.1.

Dean T., Cuny T., Hartog A.H. The effect of gauge length on axially incident P-waves measured using fibre optic distributed vibration sensing: Gauge length effect on incident P-waves. Geophysical Prospecting, Vol. 65, No. 1, 2017, pp. 184-193, DOI: 10.1111/1365-2478.12419.

Gabai H., Eyal A. On the sensitivity of distributed acoustic sensing. Optics Letters, Vol. 41, No. 24, 2016, pp. 5648-5651, https://doi.org/10.1364/OL.41.005648.

Kislov K.V., Gravirov V.V. Distributed acoustic sounding: a new tool or a new paradigm. Seismic Instruments, Vol. 58, No. 2, 2022, p. 5-38, DOI: 10.21455/si2022.2-1.

Kuvshinov B.N. Interaction of helically wound fibre-optic cables with plane seismic waves. Geophysical Prospecting, Vol. 64, No. 3, 2016, pp. 671-688, DOI: 10.1111/1365-2478.12303.

Lee D., Park K.G., Lee C.-N., Choi S.-J. Distributed temperature sensing monitoring of well completion processes in a CO₂ Geological Storage Demonstration Site. Sensors, Basel, Vol. 18, No. 12, 2018, 4239 p., https://doi.org/10.3390/s18124239.

Mao B., Bu Z. Xu B. et al.  Denoising method based on VMD-PCC in φ-otdr system. Optical Fiber Technology, Vol. 74, No. 3, 2022, 103081, DOI: 10.1016/j.yofte.2022.103081.

Mateeva A., Mestayer J., Cox B. et al. Advances in distributed acoustic sensing (DAS) for VSP. SEG Technical Program Expanded Abstracts, 2012, 4609 p., DOI: 10.1190/segam2012-0739.1.

Moradi P., Dande S., Angus D. Fibre-optic sensing and microseismic monitoring evaluate and enhance hydraulic fracturing via real-time and post-treatment analysis.  First Break, Vol. 38, No. 9, 2020, pp. 65-72.

Näsholm S.P., Iranpour K., Wuestefeld A. et al. Array signal processing on distributed acoustic sensing data: directivity effects in slowness space. Journal of Geophysical Research: Solid Earth, Vol. 127, No. 2, 2022, pp. 1-24, DOI: 10.1029/ 2021JB023587.

Nikolaev S.A., Ovchinnikov M.N. Sound generation by a filtrational flow in porous. Akusticeskij zurnal, Vol. 38, No. 1, 1992, pp. 114-118 (in Russian).

Parker T., Shatalin S., Farhadiroushan M. Distributed acoustic sensing – a new tool for seismic applications. First Break, Vol. 32, No. 2, 2014, pp. 61-69, DOI: 10.3997/1365-2397.2013034.

Stork A.L., Baird A.F., Horne S.A. et al. Application of machine learning to microseismic event detection in distributed acoustic sensing data. Geophysics, Vol. 85, No. 5, 2020, pp. 149-160, DOI: 10.1190/geo2019-0774.1.

Wu H., Li X., Li H. et al.  An effective signal separation and extraction method using multi-scale wavelet decomposition for phase-sensitive OTDR system.  The International Society for Optical Engineering, Vol. 8916, 2013, 89160Z, DOI: 10.1117/12.2035836.

Wu X., Willis M.E., Palacios W. et al. Compressional and shear-wave studies of distributed acoustic sensing acquired vertical seismic profile data. The Leading Edge, Vol. 36, No. 12, 2017, pp. 962-1044, DOI: 10.1190/tle36120987.1.

Асланян А.М., Асланян И.Ю., Масленникова Ю.С. и др. Диагностика заколонных перетоков газа комплексом высокоточной термометрии, спектральной шумометрии и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Территория нефти и газа, No. 6, 2016, c. 74-81.

Жирнов А.А., Степанов К.В., Чернуцкий А.О. и др. Влияние дрейфа ­частоты лазера в фазочувствительной рефлектометрии. Оптика и спектроскопия, Том 127, No. 10, 2019, с. 603-610, DOI: 10.21883/OS.2019.10.48364.177-19.

Ипатов А.И. и др. Мониторинг выработки коллектора в горизонтальных стволах по результатам нестационарной термометрии распределенными оптоволоконными датчиками. PROНЕФТЬ – Профессионально о нефти, 2021, No. 4 (22), с. 81-91.

Кислов К.В., Гравиров В.В. Распределенное акустическое зондирование: новый инструмент или новая парадигма. Сейсмические приборы, Том 58, No. 2, 2022, c. 5-38, DOI: 10.21455/si2022.2-1.

Колычев И.Ю., Денисов А.М., Белов С.В. и др. Оценка возможностей применения технологии виброакустиче­ского воздействия (DAS) при мониторинге работы нефтяных и газовых скважин. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. Т. 1, 2022, c. 250-255.

Чугаев А.В., Тарантин М.В. Амплитудно-частотный отклик распределенного­ акустического сенсора DAS со спиральной намоткой волокна. Горные науки и технологии, Т. 8, No.1, 2023, с. 13-21, DOI: 10.17073/2500-0632-2022-06-10.

Чулков Е., Тихоцкий С.А., Дубиня Н.В. Дизайн сейсми­ческих датчиков на основе принципа DAS: анализ и численное моделирование. Материалы Международной геолого-геофизической конференции, 27–29 марта 2023 года. Том 3, ПолиПРЕСС. Тверь, 2023, 234 с.