СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХАРАКТЕРИСТИК ФИЛЬТРАЦИОННОГО ПОТОКА В ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА Российский патент 2020 года по МПК E21B47/10 G01V1/50 

Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям, а именно к способу скважинной акустической шумометрии, позволяющему определить характеристики (течение по трещине или матрице, однофазный или многофазный поток) фильтрационных потоков жидкостей и газа в околоскважинной зоне пласта, а также интервал глубин порождающего данный шум потока. Данная информация может быть использована для оценки выработки запасов по разрезу, планирования работ по стимуляции нерабочих зон или перекрытию нежелательного притока газа или воды в ствол нефтедобывающей скважины, улучшения дизайна бурения новых скважин на месторождении.

Скважинная акустическая шумометрия - это один из методов промыслово-геофизических исследований скважин, основанный на измерении акустического шума в стволе скважины и интерпретации его характеристик. Стандартные методы шумометрии обычно регистрируют шум с частотами до 10 кГц и применяются в основном для исследования шумов, генерируемых течением флюида через каналы, в частности, для определения местоположения утечек флюидов через негерметичности в конструкции скважины, заколонных перетоков, притока флюида через перфорированные интервалы и т.д.

Из уровня техники известна заявка US 20150204184, в которой раскрыт способ идентификации источников акустического шума (поток флюидов в стволе скважины, поток через перфорации и элементы конструкции скважины, заколонный переток, фильтрационный поток в пласте, поток в трещине) по характерному частотному диапазону генерируемых акустических сигналов. Согласно данному документу, наиболее предпочтительно регистрировать и анализировать акустический шум в частотном диапазоне от 8 Гц до 60 кГц с частотой опроса 120 кГц, а оцифрованные частотные данные предпочтительно должны состоять из 1024 дискретных частотных каналов. Однако описанный способ идентификации источников акустического шума не принимает во внимание значительного искажения спектра сигнала из-за влияния скважинных резонансов, в частности, радиальных резонансов в стволе скважины (Mutovkin N.V., Mikhailov D.N., Sofronov I.L. Estimation of fluid phase composition variation along the wellbore by analyzing passive acoustic logging data, SPE-196845-MS, 2019) которые могут быть приблизительно оценены по следующей формуле, полученной для предельного случая заполненной однородным флюидом цилиндрической скважины с абсолютно жесткими стенками (например, Mutovkin N.V., Mikhailov D.N., Sofronov I.L. Estimation of fluid phase composition variation along the wellbore by analyzing passive acoustic logging data, SPE-196845-MS, 2019):

где r_well - радиус скважины, с - скорость звука в скважинном флюиде, θ_m - m-ый корень производной функции Бесселя λ_z - длина волн, распространяющихся вдоль оси скважины (здесь это ось Z).

Пренебрежение влиянием скважинных резонансов на спектр акустических шумов может привести к ошибкам при интерпретации данных скважинной акустической шумометрии. Кроме того, в данном способе предложено производить замеры акустического шума в скважине во время стоянок прибора (поточечная регистрация) для избежания влияния шума, возбуждаемого при движении прибора по стволу скважины. Общеизвестный недостаток поточечной регистрации заключается в длительном времени проведения исследования, а также достаточно большом расстоянии между двумя соседними точками замеров (как правило, не менее метра), что может привести к пропуску узких, локализованных по глубине, зон притока из пласта по трещинам или высокопроводящим каналам, а также зон утечек флюидов через негерметичности в конструкции скважины.

Предложенный в патенте US 20150204184 метод производит идентификацию источников акустического шума на основании только одного признака - характерного частотного диапазона генерируемых акустических сигналов.

Общеизвестно, что зависимость спектральной плотности мощности шума от частоты также несет информацию о его природе (например, развитая турбулентность генерирует акустический шум, спектральная плотность мощности которого затухает пропоционально степени -5/3 (например, Ландау Л.Д. и Лифшиц Е.М. Теоретическая физика, Том VI Гидродинамика, стр. 189-191), а последовательность независимых случайных величин ("белый шум") характеризуется постоянной спектральной плотностью на всех частотах).

Зависимость спектральной плотности мощности акустического шума, порождаемого движением флюидов через пористые и трещиноватые образцы, от частоты чувствительна, в частности, к структуре порового пространства образца, наличию трещин, числу фильтрующихся фаз. В качестве примера на Фиг. 1 представлены результаты лабораторных исследований (методика подробно изложена в Sergeev, S., Ryzhikov, N., & Mikhailov, D., Laboratory investigation of sound induced by gas flow in porous media. Journal of Petroleum Science and Engineering, 172, 2019, pp. 654-661), согласно которым спектр мощности акустического шума, генерируемого течением газа через модельные трещины фиксированной геометрии аппроксимируется степенной зависимостью от частоты (Фиг. 1a) с показателем степени, близким к -5/3, спектр мощности акустического шума при течении газа через образец известняка Индиана немонотонный (Фиг. 1а), а спектр мощности шума при вытеснении жидкости газом из образца песчаника Баффало Береа (Фиг. 1б) на высоких частотах затухает обратно пропорционально квадрату частоты (обозначена символом ƒ на Фиг. 1б).

Таким образом, совместный анализ зависимости спектральной плотности мощности от частоты и характерного частотного диапазона генерируемых акустических сигналов повышает надежность идентификации шума от потока в околоскважинной зоне пласта и, как следствие, надежность оценки интервала глубин порождающего шум потока, а также дополнительно позволяет определить некоторые характеристики потока в околоскважинной зоне пласта, а именно, имеет место течение через трещину или пористую матрицу, однофазный или многофазный поток.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение точности и достоверности определения характеристик фильтрационных потоков жидкостей и газа в околоскважинной зоне пласта (течение по трещине или матрице, однофазный или многофазный поток), а также интервала глубин порождающего данный шум потока. Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения характеристик фильтрационного потока в околоскважинной зоне пласта регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука. Осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды. Затем оценивают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины и определяют типы зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах по длине ствола скважины. По характеру зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах определяют характеристики потока в околоскважинной зоне пласта.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки.

В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки с дополнительными замерами акустического шума во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в интервале глубин интереса. Скважинный прибор при этом может содержать по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки, после окончания регистрации акустического шума выявляют интервалы глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и производят дополнительные замеры акустического шума внутри ствола скважины во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в выделенном интервале глубин. Скважинный прибор при этом может содержать по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.

В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения регистрацию акустического шума в стволе скважины осуществляют в частотном диапазоне от 100 Гц до 50 кГц.

Идентификация и удаление клиппированных частей зарегистрированных акустических шумов и резонансных мод может быть осуществлена посредством вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации. В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения после удаления клиппированных частей и резонансных мод может быть применена дополнительная вейвлет-фильтрация.

В соответствии с другим вариантом реализации изобретения идентификацию и удаление резонансных мод осуществляют путем эмпирического разложения сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта.

Для определения спектральных плотностей мощности зарегистрированных акустических шумов может быть использовано преобразование Фурье.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения дополнительно производят дополнительную идентификацию и удаление резонансных мод на полученных спектральных плотностях мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины.

Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг. 1 представлены спектральные плотности мощности (спектр мощности) акустического шума, порождаемого движением флюидов в образцах породы и модельных трещинах (данные лабораторных экспериментов), на Фиг. 2 показано изменение спектральной плотности мощности зарегистрированного акустического шума по стволу скважины, на Фиг. 3 показаны спектры мощности акустического шума, зарегистрированного в интервале глубин, где скважина преимущественно заполнена газом, на Фиг. 4 показан интервал глубин, где скважина преимущественно заполнена газом, на Фиг. 5 приведены записи акустического шума при движении и во время стоянки прибора и дано сравнение спектров мощности этих шумов, на Фиг. 6 приведены записи акустического шума при движении прибора и во время его стоянки после вейвлет-фильтрации и дано сравнение спектров мощности этих шумов, на Фиг. 7 показана спектральная плотность мощности зарегистрированного акустического шума по стволу скважины после удаления клиппированных частей сигнала и резонансных мод, распределение пористости и расположение интервалов природных трещин по стволу скважины, а также распределение показателя степени по стволу скважины для степенной аппроксимации спектра мощности акустических шумов, на Фиг. 8 приведены примеры аппроксимации спектра мощности акустических шумов степенной функцией в интервале работающих природных трещин и интервале повышенной пористости в пласте.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют регистрацию акустического шума внутри ствола скважины в интервале глубин интереса (например, предполагаемых интервалов нежелательного притока газа или воды в ствол нефтедобывающей скважины) с помощью скважинного прибора, содержащего один или несколько разнесенных по длине детектора звука (см., например, US 20150204184). В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки.

Вариантом реализации изобретения является регистрация акустического шума внутри скважины в режиме непрерывной протяжки скважинного прибора с дополнительными замерами акустического шума внутри скважины во время стоянок прибора в нескольких точках (по меньшей мере двух) в предполагаемом интервале глубин для получения "опорных" уровней акустического шума, неподверженного влиянию акустических сигналов, генерируемых при перемещении прибора по стволу скважины и, как следствие, повышения надежности идентификации слабого акустического шума, генерируемого потоком флюида в околоскважинной зоне пласта.

Другим вариантом реализации изобретения является первичная регистрация акустического шума внутри скважины в режиме непрерывной протяжки скважинного прибора, выявление интервалов глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и последующими дополнительными замерами акустического шума внутри скважины во время стоянок прибора в нескольких точках (минимум двух) в выделенном интервале глубин для повышения надежности идентификации слабого акустического шума, генерируемого потоком флюида в околоскважинной зоне пласта.

Непрерывная регистрация акустического шума в скважине должна осуществляться избегая резких изменений скорости движения прибора в стволе. Предпочтительно, чтобы скорость протяжки скважинного прибора не превышала 350 м/ч, что позволяет снизить уровень неинформативного шума, обусловленного движением прибора по стволу скважины, и поддерживать разрешение вдоль ствола скважины около 5-10 см, необходимое для обнаружения узких высокопроводящих каналов и трещин в околоскважинной зоне пласта, по которым реализуется активное движение флюидов.

Для обнаружения потоков флюида по узким высокопроводящим каналам и трещинам в околоскважинной зоне пласта предпочтительно, чтобы регистрация акустического шума внутри скважины производилась с использованием двух или более разнесенных по длине детекторов звука.

Предпочтительным вариантом реализации изобретения является регистрация акустического шума в стволе скважины в частотном диапазоне от не более 100 Гц до не менее 50 кГц при частоте опроса не менее 100 кГц.

Предпочтительно использовать акустическую изоляцию между скважинным шумомером и каротажным кабелем (или между скважинным шумомером и остальной компоновкой датчиков, используемых при проведении конкретного промыслово-геофизического исследования), а также акустические амортизаторы и специальную конструкцию рычагов центраторов для снижения уровня неинформативного шума, обусловленного движением прибора или компоновки приборов по стволу скважины.

Резкие всплески акустического шума, вызываемые при перемещении прибора по стволу скважины при записи в режиме протяжки (скрежет прибора и кабеля о стенку скважины, удары о неровности в муфтах, прихваты прибора и т.д.), могут приводить к клиппингу сигнала и, как следствие, к появлению паразитных гармоник, отсутствующих в исходном сигнале. Такие паразитные гармоники невозможно идентифицировать в частотной области, например, после применения преобразования Фурье.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой осуществляют идентификацию и удаление клиппированных частей сигнала, а также идентификацию и удаление резонансных мод. Для этого могут быть применены, например, методы вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации, когда, в отличие от традиционного подхода пороговой фильтрации (см., например, Малла С. Вэйвлеты в обработке сигналов. М.: Мир, 2005, стр. 478-496), обнуляются максимальные по модулю вейвлет-коэффициенты, превышающие некоторый заданный порог. Вариантом реализации изобретения является применение традиционного подхода пороговой вейвлет-фильтрации (приравниваются к нулю вейвлет-коэффициенты, меньшие некоторого порогового значения), к сигналу после удаление из него клиппированных частей и резонансных мод. Другим вариантом реализации изобретения является использование для идентификации и удаления резонансных мод метода, основанного на эмпирическом разложении сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта (Huang, N.E., Shen, Z., Long, S.R., Wu, M.C., Shih, H.H., Zheng, Q., Yen, N.C., Tung, C.C., & Liu, H.H., (1998). The empirical mode decomposition and the Hilbert spectrum for nonlinear and nonstationary time series analysis," Proc. R. Soc. Lond. A, Math. Phys. Sci., vol. 454, no. 1971, pp. 903-995).

Далее оценивают спектральные плотности мощности (спектры мощности) зарегистрированных акустических шумов, например, используя преобразование Фурье (может также использоваться и иной метод см., например, Канасевич Э.Р. Анализ временных последовательностей в геофизике. М.: Недра, 1985, стр. 97-107, 116-149) и формируют распределение спектров мощности акустических шумов по длине скважины в интервале глубин интереса.

При необходимости, дополнительно производится идентификация и удаление на полученных спектрах мощности интенсивных узкочастотных "пиков", соответствующих резонансным модам, например, радиальным резонансам в стволе скважины, которые не были идентифицированы и удалены на предыдущем шаге.

Определяют типы зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах в интервале глубин интереса, например с помощью аппроксимации зависимости спектральной плотности мощности от частоты заданной априори функцией, например, степенной функцией.

Идентифицируют работающие интервалы глубин пластов во всем интервале глубин интереса по наличию в стволе скважины широкополосного акустического шума на частотах более 5 кГц.

Затем, по характеру зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты определяют характеристики потока в работающих интервалах глубин пластов, а именно, имеет место течение по поровому или трещиноватому пространству пласта, однофазный или многофазный поток.

В качестве примера приведены результаты скважинной акустической шумометрии в горизонтальной добывающей скважине с открытым стволом на газоконденсатном месторождении. Горизонтальный открытый ствол пробурен в низкопроницаемом карбонатном коллекторе, характеризующемся значительной природной трещиноватостью.

Регистрация акустического шума внутри открытого горизонтального ствола скважины была произведена с помощью промышленного скважинного шумомера в диапазоне частот от 100 Гц до 60 кГц с частотой опроса чуть выше 100 кГц. Акустический шум регистрировался непрерывно, как в ходе движения прибора по стволу скважины, так и во время стоянок прибора в ряде точек по глубине открытого горизонтального ствола. Распределение спектральной плотности мощности зарегистрированного акустического шума по стволу скважины (Фиг. 2) демонстрирует большое количество резких всплесков акустического шума, генерируемых при перемещении прибора по стволу скважины (скрежет центраторов, прибора, кабеля, иных элементов компоновки о стенку скважины, удары о неровности в муфтах, прихваты прибора и т.д.). Приведенный в качестве примера (Фиг. 3) набор спектров мощности акустического шума, зарегистрированного в интервале глубин х600-х650 м, где скважина преимущественно заполнена газом (Фиг. 4), показывает, что при движении прибора мощность шума на всех частотах многократно (примерно на два порядка) превышает мощность шума, зарегистрированного во время стоянок прибора. Такое различие связано, в частности, с появлением "паразитных" гармоник вследствие сильного клиппирования сигнала, причем эти "паразитные" гармоники невозможно идентифицировать в частотной области, после применения преобразования Фурье. Другой особенностью представленных на Фиг. 3 спектров мощности является наличие двух высокоинтенсивных пиков в диапазоне частот от 3 кГц до 9 кГц, которые соответствуют частотам радиальных резонансов открытого ствола данной скважины.

Анализ зарегистрированных акустических шумов во временной области позволил идентифицировать клиппированные части сигнала (в качестве иллюстрации на Фиг. 5а приведена восьмимиллисекундная запись акустического шума при движении прибора) и резонансные моды (в качестве иллюстрации на Фиг. 5б приведена восьмимиллисекундная запись акустического шума во время стоянки прибора). Генерация паразитных гармоник из-за наличия клиппированных частей сигнала привела к значительному отличию (примерно на два порядка) на всех частотах спектра мощности акустического шума, зарегистрированного при движении прибора, от спектра мощности акустического шума, зарегистрированного во время стоянок прибора (Фиг. 5в).

Применяя вейвлет-фильтрацию и, в отличие от традиционного подхода пороговой фильтрации, обнуляя максимальные по модулю вейвлет-коэффициенты, превышающие некоторый заданный порог, удалось удалить как клиппированные части сигнала, так и резонансные моды (в качестве примера на Фиг. 6а и Фиг. 6б приведены восьмимиллисекундные записи акустического шума при движении прибора и во время его стоянки после вейвлет-фильтрации). После удаления клиппированных частей сигнала и резонансных мод спектральные плотности мощности акустических сигналов, зарегистрированных при движении и во время стоянок прибора, становятся похожими (Фиг. 6в).

После удаления клиппированных частей и резонансных мод к зарегистрированным акустическим шумам было применено быстрое преобразование Фурье (см., например Канасевич Э.Р. Анализ временных последовательностей в геофизике. М.: Недра, 1985, стр. 40-47) и были получены спектральные плотности мощности (спектры мощности) акустического шума по длине открытого горизонтального ствола скважины (Фиг. 7а). Отсутствие в полученных спектрах мощности акустического шума интенсивных узкочастотных "пиков" свидетельствует о полном удалении резонансных мод.

Интервалы глубин локализации широкополосного акустического шума (Фиг. 7а) в стволе скважины на частотах более 5 кГц совпадают с единственным интервалом повышенной пористости в пласте (на Фиг. 7а и Фиг. 7б данный интервал глубин обозначен символом В), а также с интервалами работающих природных трещин в пласте.

Анализ характера зависимости спектральной плотности мощности акустических шумов от частоты на разных глубинах по длине открытого горизонтального ствола скважины показал, что данные зависимости хорошо аппроксимируются степенной функцией (где PSD - спектральная плотность мощности, ƒ - частота, N_psd - показатель степени, а - эмпирический коэффициент), причем показатель степени варьируется по стволу скважины в зависимости, в частности, от характеристик потока в околоскважинной зоне пласта (Фиг. 7в).

Например, спектр мощности акустических шумов в скважине в интервале работающих природных трещин (интервал глубин на Фиг. 7б) аппроксимируются степенной функцией с показателем степени близким к -5/3 (Фиг. 8а), что соответствует результатам лабораторных экспериментов по исследованию акустических шумов при течении газа через модельные трещины (Фиг. 1а), а шум в скважине в интервале повышенной пористости (интервал глубин на Фиг. 7б) аппроксимируются степенной функцией с показателем степени близким к -2 (Фиг. 8б), что соответствует результатам лабораторных экспериментов по исследованию акустических шумов при вытеснении жидкости газом из пористого образца (Фиг. 1б), причем в интервалах повышенной пористости в приведенном полевом примере подобная двухфазная фильтрация реализуется за счет совместного движения газа и конденсата.

Классификация типа течения в пласте по длине открытого горизонтального ствола скважины, проведенная на основе значения показателя степени в зависимости спектральной плотности мощности акустических шумов от частоты (Фиг. 7в), согласуется с геологической информацией (Фиг. 7б).

Изобретение относится к промыслово-геофизическим исследованиям, а именно к способу скважинной акустической шумометрии. Технический результат заключается в повышении точности и достоверности определения характеристик фильтрационных потоков жидкостей и газа в околоскважинной зоне пласта, а также интервала глубин порождающего данный шум потока. В соответствии со способом регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука. Осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды. Затем оценивают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины и определяют типы зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах по длине ствола скважины. По характеру зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах определяют характеристики потока в околоскважинной зоне пласта. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ определения характеристик фильтрационного потока в околоскважинной зоне пласта, в соответствии с которым:

- регистрируют акустический шум внутри ствола скважины, пробуренной в пласте, с помощью скважинного прибора, содержащего по меньшей мере один детектор звука,

- осуществляют анализ и обработку зарегистрированных акустических шумов во временной области, в процессе которой идентифицируют и удаляют клиппированные части зарегистрированных акустических шумов и резонансные моды,

- оценивают спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины,

- определяют типы зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах по длине ствола скважины и

по характеру зависимости спектральной плотности мощности зарегистрированных акустических шумов от частоты на разных глубинах определяют характеристики потока в околоскважинной зоне пласта.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки в интервале глубин интереса.

3. Способ по п. 2, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума внутри ствола скважины осуществляют в режиме непрерывной протяжки с дополнительными замерами акустического шума во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в интервале глубин интереса.

5. Способ по п. 4, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.

6. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют регистрацию акустического шума внутри ствола скважины в режиме непрерывной протяжки, после регистрации акустического шума выявляют интервалы глубин с повышенной интенсивностью акустического шума на частотах более 5 кГц и производят дополнительные замеры акустического шума внутри ствола скважины во время стоянок прибора по меньшей мере в двух точках в выделенном интервале глубин.

7. Способ по п. 6, в соответствии с которым скважинный прибор содержит по меньшей мере два разнесенных по длине детектора звука.

8. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию акустического шума в стволе скважины осуществляют в частотном диапазоне от 100 Гц до 50 кГц.

9. Способ по п. 1, в соответствии с которым идентификацию и удаление клиппированных частей зарегистрированных акустических шумов и резонансных мод осуществляют посредством вейвлет обработки и вейвлет-фильтрации.

10. Способ по п. 1, в соответствии с которым после удаления клиппированных частей и резонансных мод осуществляют дополнительную вейвлет-фильтрацию зарегистрированных акустических шумов.

11. Способ по п. 1, в соответствии с которым идентификацию и удаление резонансных мод осуществляют путем эмпирического разложения сигнала по собственным модам с последующим применением к каждой собственной моде преобразования Гильберта.

12. Способ по п. 1, в соответствии с которым спектральные плотности мощности зарегистрированных акустических шумов оценивают путем использования преобразования Фурье.

13. Способ по п. 1, в соответствии с которым осуществляют дополнительную идентификацию и удаление резонансных мод на полученных спектральных плотностях мощности зарегистрированных акустических шумов по длине ствола скважины.