Показано, что использование силового резонанса приводит к эффекту «встряхивания» пласта с последующей разбивкой пленочной нефти и вовлечением ее в дальнейший процесс фильтрации. Впервые для нефтепромысловой геофизики обоснована концепция метода пассивной шумометрии при контроле за разработкой нефтегазовой залежи за счет измерений добротности контуров в точечных областях каналов выработки пластов (КВП) межскважинных зон. Установлено, что определение глубины модуляции реактивного параметра замещения погонной цепи КВП является решающим фактором в определении параметрического возбуждения не только для систем затухания в КВП, но и без затухания в метрологическом обеспечении анализа петрофизических свойств кернов из скважин. Показано, что на основе метода комплексных амплитуд (для тока пластовых давлений, разностей дебитов, импендансов) можно построить различные семейства резонансных кривых: амплитуды смещений (при перепаде дебитов на пьезоемкости исследуемого участка пласта), скорости (амплитуды тока пластовых давлений), ускорений (амплитуды перепада дебитов на погонной пьезоиндуктивности участка КВП). А использование прогнозируемых погонных фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при непрерывном его регулировании приводит к повышению точности проведения тампонажа в каждом последующем подцикле образования нового сегмента в траекториях КВП, что способствует более полной выработке продуктивных залежей углеводородов и повышает достоверность прогнозирования показателей разработки.

It is shown that the use of force resonance leads to the effect of “shaking” the formation, followed by breaking up the film oil and involving it in the further filtration process. For the first time in oilfield geophysics, the concept of passive noise-metering method is justified for monitoring oil and gas deposit development by measuring the quality factor of the contours in the point areas of formation development channels in interwell zones. It is established that determining the depth of modulation for the reactive substitution parameter of the linear FDC chain is crucial not only for determining the parametric excitation in FDC attenuation systems, but also without attenuation in the metrological support for the analysis of petrophysical properties of rock samples from the wells. It is shown that based on the method of complex amplitudes (for formation pressure current, differential flow rates, impedance), different families of resonance curves can be plotted: displacement amplitudes (for differential flow rates on the piezocapacity of the studied formation section), velocities (amplitudes of formation pressure current) and accelerations (amplitudes of differential flow rates on the linear piezoinductivity of the FDC section). The use of predicted permeability and porosity properties of the reservoir with its continuous regulation leads to increased accuracy of isolation in each subsequent sub-cycle of new segment formation in the FDC trajectories, which contributes to a more complete development of productive hydrocarbon deposits and increases the reliability of prediction for development indicators.