Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики

1. Способ определения профиля притока пластового флюида и/или газа в вертикальных и/или горизонтальных скважинах, включающий получение полимерной композиции, содержащей монодисперсные люминесцирующие полимерные микросферы в качестве маркеров, спуск маркера в составе указанной полимерной композиции в скважину, отбор проб пластового флюида на поверхности и последующий их анализ на предмет определения количества маркеров различных кодов с использованием проточной цитофлуорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида и/или газа, отличающийся тем, что получение указанного маркера осуществляют с использованием люминесцирующего вещества, флюоресцирующего после воздействия УФ-излучения или видимого излучения с длиной волны от 320 до 760 нм в области длин волны 350-780 нм, как индивидуально, так и в виде смесей указанных люминесцирующих веществ путем радикальной сополимеризации, дисперсионной поликонденсации или гидролитической поликонденсации, с получением маркеров как в сухом виде, так и в виде дисперсии, содержащей 10-60 мас.% сухого остатка, в качестве несущей среды используют полимерную композицию, указанное введение осуществляют в компоновку заканчивания горизонтальной скважины, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием  проточной цитофлюорометрии с последующей обработкой ее результатов с использованием программного обеспечения, работающего по алгоритмам машинного обучения, по полученным результатам которой осуществляют расчет вклада соответствующих интервалов в общий дебит скважины фаз пластового флюида, а именно нефти, воде, газу или газоконденсату.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают полимерные микросферы с размером от 0,2 мкм до 500 мкм.
3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что в качестве маркеров получают гидрофильные и/или олеофильные микросферы и/или газовые маркеры.
4. Способ по п. 1, или 2, или 3, отличающийся тем, что люминесцирующее вещество выбрано из группы квантовых точек, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка и/или кадмия.
5. Способ по п. 1, или 2, или 3, отличающийся тем, что используют органические люминесцирующие вещества.
6. Способ по пп. 1-5, отличающийся тем, что в составе одного маркера комбинируют n квантовых точек разных типов, отличающихся по положению максимума их флуоресценции, при этом получают маркеры, содержащие один, два, три, четыре, пять и т.д. различных типов квантовых точек в различных соотношениях и комбинациях в одном маркере, таким образом, общее количество различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов, составляет 2n-1.
7. Способ по пп. 1-6, отличающийся тем, что в качестве основы полимерной композиции используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела либо гидрофильные, либо олеофильные свойства, либо была способна выделять маркеры в газовой поток.
8. Способ по пп. 1-7, отличающийся тем, что полимерную композицию получают либо в виде листов с толщиной от 1 мм до 30 мм, либо в виде гранулята со средним размером частиц от 500 мкм до 10 мм.
9. Способ по пп. 1-8, отличающийся тем, что полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, при этом кассета может обеспечивать расположение полимерной композиции в заколонном (затрубном) пространстве, либо внутри обсадной колонны, при этом кассета представляет собой щелевой или проволочный фильтр, сваркой или резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты болтами или сварка производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений.
10. Способ по пп. 1-10, отличающийся тем, что на каждом интервале скважины используют уникальный код маркера, при этом используют гидрофильные композиции и/или олеофильные композиции, гидрофильные и/или композиции для определения притоков газа, олеофильные и/или композиции для определения притоков газа, и/или одновременно все три вида полимерных композиций.
11. Способ по пп. 1-10, отличающийся тем, что для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения, при этом в качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.
12. Способ по пп. 1-12, отличающийся тем, что для определения профиля притоков водной, углеводородной и газовой фаз пластовой продукции используют данные проточной цитофлуорометрии совместно с данными геометрии и схемы заканчивания скважины, а именно дизайна и отчета проведения многостадийного гидроразрыва пласта, отчета по перфорации скважины и инклинометрии ствола; исследований скважины до ввода в промышленную эксплуатацию, а именно геофизических исследований в процессе бурения и промысловых исследований скважин, а именно промыслово-геофизических исследований скважины на кабеле или ГНКТ, гидродинамических исследований скважины, устьевого, забойного давления, расходов по жидкости, по нефти и по воде; априорной геологической информации, а именно геологических профилей, структурных карт, карт нефте- и водонасыщенности; свойств и состава пластовых флюидов, а именно фазового поведения, плотности, вязкости при изменяющихся условиях давления, температуры и объема.