Способ определения профиля притоков нефте- и газодобывающих скважин методом маркерной диагностики Российский патент 2023 года по МПК E21B47/11 

Изобретение относится к нефте-газодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта.

Основной задачей добычи нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности разработки продуктивного пласта и повышение отдачи добывающих скважин. Для оптимизации режима работы скважин необходимо обеспечение наличия достоверной информации об интенсивности поступления пластовых жидкостей в том или ином интервале (ствола скважины или продуктивного пласта). Эта информация позволяет уточнить гидродинамическое состояние залежи и оптимизировать добычу. Таким образом, актуальным является обеспечение достоверности количественного определения притока добываемой жидкости в каждый отдельный интервал скважины.

Известны различные способы определения притока жидкости или газа, в том числе с использованием трассеров – индикаторов, меток, идентифицируемых в добываемой жидкости, являющиеся наиболее прямыми и достоверными методам получения достоверной информации, основанными на использовании данных о перемещении трассеров вместе с жидкостью – носителем с учетом фильтрационно-емкостных параметров продуктивного пласта, изменения пластовых и забойных величин давления.

Известен способ (US 10253619B2, опубл. 09.04.2019). Способ заключается в использовании компоновки эксплуатационной трубы для добывающей нефтяной скважины, по меньшей мере, с одним из скважинных флюидов (нефть, газ или вода), двумя или более зонами притока или местами притока к производственному потоку в центральной добывающей трубе в указанной скважине, с источниками индикаторов с различными индикаторными материалами на известных уровнях скважины, одна или несколько отдельных камер задержки, расположенных как компонент заканчивания в указанной трубе, камеры задержки, снабженные упомянутым одним или несколькими источниками индикаторов, размещенными в кольцевом пространстве, образованном между заканчиванием трубу и стенку ствола скважины, по меньшей мере, с одним из указанных источников индикатора, расположенным открытым для текучих сред по меньшей мере в одной из упомянутых зон притока, причем камеры задержки имеют одно или несколько отверстий для потока текучей среды в упомянутой центральной трубе. К недостаткам указанного способа следует отнести необходимость остановки скважины для накопления необходимой концентрации трассеров в пластовой жидкости для надежного ее определения хроматографическим методом.

Известен способ (US 20110257887 A1, опубл. 20.10.2011) мониторинга скважины, который осуществляется путем подачи индикаторного радиоактивного материала в один или несколько участков внутри или вблизи ствола скважины, так что индикатор может входить в поток и присутствовать в потоке из ствола скважины; многократный отбор проб из потока из ствола скважины и анализ проб на наличие индикатора в непосредственной близости от буровой площадки. Отбор проб из потока обычно производится на поверхности и может производиться автоматическим оборудованием, управляемым запрограммированным компьютером. Компьютер может быть запрограммирован на выполнение действий, таких как управление клапаном в скважине, в ответ на обнаружение индикатора. Повторный отбор проб и анализ на месте могут предоставить информацию примерно в реальном времени и, таким образом, объединить использование индикаторов в общий процесс мониторинга и контроля.

Известен (US000010669839B2, опубл. 02.06.2020) способ оценки профиля притока по меньшей мере для одного скважинного флюида в добывающую нефтяную скважину с двумя или более зонами притока или местами притока к производственному потоку, при этом скважина содержит источники индикаторов с различными индикаторными материалами на известных уровнях скважины, при по меньшей мере один из указанных источников индикаторов, расположенных ниже по потоку и подверженных воздействию флюидов, по меньшей мере, в одной из указанных зон притока, при этом каждый указанный источник индикаторов имеет равномерную скорость выброса в указанный скважинный флюид, отличающийся тем, что один или несколько источников индикаторов предоставлены в одной или несколько камер задержки для циркуляции жидкости с просочившимся индикаторным материалом с постоянной времени, которая значительно превышает скорость диффузии от источника индикатора в скважинный флюид, при этом способ дополнительно включает: предоставление проб, взятых из производственного потока в месте ниже по течению от источников трассировки в течение периода времени, когда переходный процесс трассера обнаруживается в расположении ниже по потоку, анализируя упомянутый образец по концентрациям и типам индикаторного материала из упомянутых возможных источников индикаторов в зависимости от времени отбора проб или совокупного произведенного объема; и на основе указанных измеренных концентраций и времени их отбора проб или совокупного произведенного объема вычисление объемов притока.

Известен метод (US 201414782209, опубл. 18.02.2016) обнаружения или картирования зон потенциального притока газа из геологической породы в газовую скважину, включающий в себя следующие этапы: маркировка зон потенциального притока с помощью индикаторных систем с соответствующими уникальными индикаторами; заполнение газовой скважины с поверхности через устье скважины жидкостью, в которой содержатся индикаторы, имеющие сродство с указанной жидкостью; добыча жидкости из скважины, последовательный отбор проб из добываемой жидкости, анализ образцов, чтобы доказать возможное присутствие одного или несколько индикаторов, или даже измерить концентрацию индикаторов. К недостаткам этого способа следует отнести необходимость остановки скважины, закачивания в нее посторонней жидкости с трассерами и весьма непродолжительное время мониторинга.

Наиболее близким к заявляемому является способ (RU 2685600) определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта, включающий получение флуоресцентного маркера в виде полимерных микросфер с приготовлением дисперсии смолы и люминесцирующих веществ, объединение полученного маркера с несущей средой, подаваемой в скважину, введение маркера с указанной несущей средой в скважину, отбор проб из скважины и их анализ с определением кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости с использованием флюорометрии, определение на основе результатов указанных анализов внутрискважинных притоков флюида, предусматривает, 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 самостоятельного, так и в виде бинарных смесей указанных люминесцирующих веществ при их соотношении от 0,01 : 0,99 до 0,99 : 0,01, путем радикальной сополимеризации стирола с дивинилбензолом или дисперсионной поликонденсации меламиноформальдегидной или карбамидоформальдегидной смолы, или гидролитической поликонденсации тетраэтоксисилана, вводимых в виде 20-30%-ной их водной суспензии, при его количестве в смеси 0,1-5,0 % от массы отвержденной смолы, с получением дисперсии, содержащей 40-60 мас. % сухого остатка, в качестве несущей среды используют алюмосиликатный проппант, где указанный маркер размещен в гидрофильном или гидрофобном полимерном покрытии, выполненном на основе эпоксидной смолы, указанное введение осуществляют в горизонтальную скважину, указанное определение кодов и концентраций маркеров в пробах скважинной жидкости осуществляют с использованием проточной цитофлюорометрии, по полученным результатам которой осуществляют расчет притоков соответствующих стадий гидроразрыва. К недостаткам указанного изобретения следует отнести возможность его использования только в случае многостадийного гидроразрыва пласта.

Техническим результатом заявленного способа является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта.

Технический результат заявленного изобретения заключается в следующем. Определяют профиль притока пластового флюида и/или газа в вертикальных и/или горизонтальных скважинах, который включает 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. Способ отличается 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.

В качестве маркеров получают люминесцирующие полимерные гидрофильные и/или олеофильные и/или газовые маркеры, представляющие собой монодисперсные микросферы с размером от 0,2 до 500 мкм.

В качестве источника люминесценции используют вещество, выбранное из группы квантовых точек, включающей селенид, сульфид, теллурид цинка и/или кадмия, и/или органические люминесцирующие вещества. При этом, в составе одного маркера комбинируют квантовые точки n типов, отличающихся по положению максимума их флуоресценции, при этом получают маркеры, содержащие по одной, две, три, четыре, пять, шесть, семь и восемь различных 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.

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.

Полимерную композицию получают либо в виде листов с толщиной от 1 до 30 мм, либо в виде гранулята со средним размером частиц от 500 мкм до 10 мм.

Указанную полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, при этом кассета может обеспечивать расположение полимерной композиции в заколонном пространстве, 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.

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.

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.

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 о проведении 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.

Техническим результатом, обеспечиваемым заявленным изобретением, является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков нефти, воды и газа.

Изобретение может быть проиллюстрировано следующими примерами.

Пример 1. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 200 нм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих 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. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 3 различных типа полимерной композиции в виде листов толщиной 10 мм.

Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида. Третий тип представляет собой композицию, способную выделять микросферы в газовый поток.

Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции в заколонном (затрубном) пространстве, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют три кассеты, в каждую из которых помещен один тип полимерной композиции: в первой кассете гидрофильный, во второй – гидрофобный, в третьей – тип композиции, выделяющей флуоресцирующие микросферы в газовый поток. Далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.

После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной и углеводородной фаз пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.

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.

Пример 2. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 10 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих 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. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 2 различных типа полимерной композиции в виде листов толщиной 1 мм.

Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида.

Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции в заколонном (затрубном) пространстве, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр сваркой крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается сверху перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют две кассеты, в каждую из которых помещен один тип полимерной композиции: в первой кассете гидрофильный, во второй – гидрофобный. Далее кассета сажается сверху перфорированной или глухой трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.

После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной и углеводородной фаз пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.

Для определения профиля притоков водной и углеводородной 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.

Пример 3. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 1 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих 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. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят гидрофильную полимерную композицию в виде листов толщиной 5 мм. Свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида.

Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, кассета обеспечивает расположение полимерной композиции внутри обсадной колонны, при этом кассета представляет собой щелевой фильтр резьбовыми винтами крепящийся к стопорным кольцам; сборка кассеты производится после помещения полимерной композиции под фильтровую часть, далее кассета сажается внутри перфорированной трубы хвостовика и крепится на его тело при помощи резьбовых соединений. На одном интервале исследования скважины используют две кассеты, в каждую из которых помещен гидрофильная полимерная композиция. На каждом интервале скважины используют уникальный код маркера.

После помещения кассет в скважину проводят отбор проб пластового флюида. Пробы подвергают процессу пробоподготовки, заключающемуся в переводе маркеров из водной фазы пластового флюида в дистиллированную воду. Полученные в результате процесса пробоподготовки образцы помещают в проточный цитофлуориметр и определяют содержание каждого типа маркеров и каждой фазе пластового флюида. Для обработки результатов данных цитофлуорометрии используют программное обеспечение, работающее на алгоритмах машинного обучения. В качестве обучающих выборок используют данные по выделению маркеров из полимерных композиций, непосредственно погруженных в скважину.

Для определения профиля притоков водной фазы 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.

Пример 4. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 2 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих 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. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 3 различных типа полимерной композиции в виде гранул средним размером 2-3 мкм.

Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида. Третий тип представляет собой композицию, способную выделять микросферы в газовый поток.

Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1.

Пример 5. Получают монодисперсные трехмерные полимерные микросферы со средним размером 10 мкм одним из способов радикальной гомо- и полимеризации, при этом используют в качестве источника флуоресценции 8 типов квантовых точек, флюоресцирующих 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. Таким образом получают 255 типов микросфер, различных по характеристикам флуоресценции маркеров, т.е. кодов. Указанные коды используют в полимерной композиции в качестве носителей аналитического сигнала. Готовят 2 различных типа полимерной композиции в виде гранул средним размером 5 мм.

Первый тип представляет собой гидрофильную полимерную композицию, свойство гидрофильности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание водной фазой пластового флюида. Второй тип представляет собой гидрофобную полимерную композицию, свойство гидрофобности которой придают специальные наполнители, обеспечивающие ее смачивание углеводородной фазой пластового флюида.

Затем полимерную композицию помещают в кассету и спускают в составе компоновки нижнего заканчивания скважины, и проводят действия, указанные в примере 1.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при контроле за разработкой продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение степени достоверности результатов определения внутрискважинных притоков нефти, воды и газа. Заявлен 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 цитофлуорметрии. Получение 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, в которой в качестве основы используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела гидрофильные и/или олеофильные свойства и/или была способна выделять маркеры в газовой поток. Введение маркеров осуществляют в составе компоновки заканчивания горизонтальной скважины. 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 определяют профили притоков водной, углеводородной и/или газовой фаз пластовой продукции. 10 з.п. ф-лы.

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 цитофлуорметрии, 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, в которой в качестве основы используют трехмерные полимеры, содержащие в своем составе функциональные наполнители, выбранные таким образом, чтобы вся полимерная композиция имела гидрофильные и/или олеофильные свойства и/или была способна выделять маркеры в газовой поток, указанное введение осуществляют в составе компоновки 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 определяют профили притоков водной, углеводородной и/или газовой фаз пластовой продукции.

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 от одного до восьми 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 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.

8. Способ по пп. 1-7, 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 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.

9. Способ по пп. 1-8, 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.

10. Способ по пп. 1-9, 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.

11. Способ по пп. 1-10, 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.