ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФРАКЦИИ СВЯЗАННОГО УГЛЕВОДОРОДА И ПОРИСТОСТИ ПОСРЕДСТВОМ ДИЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СПЕКТРОСКОПИИ Российский патент 2019 года по МПК G01V3/30 G01V3/38 

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

1.Область техники

Настоящее раскрытие в общем относится к разведке и добыче углеводородов, включающей в себя исследования областей геологического пласта, в который проникает ствол скважины. Более конкретно, настоящее раскрытие относится к диэлектрической спектроскопии геологического пласта с использованием каротажного прибора в стволе скважины.

2.Описание предшествующего уровня техники

Электрический каротаж ствола скважины в пласте хорошо известен специалистам в данной области техники, и для этой цели были описаны различные устройства и различные способы. В широком смысле, существует две категории электрокаротажных устройств. В первой категории один или более измерительных электродов – источник(и) или сток(и) тока – используют в сочетании с обратным электродом (который может являться диффузионным электродом, таким как корпус или оправка каротажного прибора). Измерительный ток протекает в цепь, соединяющую источник тока с измерительным электродом (электродами), через геологический пласт к обратному электроду и обратно к источнику тока в приборе. Во второй категории, к которой относятся индуктивные измерительные приборы, антенна внутри измерительного приспособления индуцирует электрический ток внутри геологического пласта. Величину индуцированного тока определяют с использованием этой антенны или отдельной приемной антенны. Настоящее изобретение относится ко второй категории.

РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В соответствии с указанным ранее настоящее изобретение направлено на способ и устройство для оценки по меньшей мере одного свойства геологического пласта, включающего пористую среду, с использованием диэлектрической спектроскопии подземных пластов, в которые проникает ствол скважины в геологическом пласте.

Один вариант реализации в соответствии с настоящим изобретением включает способ оценки геологического пласта, включающего пористую среду. Способ может включать осуществление множества оценок комплексной проницаемости () на основании измерений с использованием электромагнитного прибора на множестве частот в стволе скважины, проникающей в геологический пласт, при этом пористая среда пласта насыщена смесью воды и множества углеводородных фаз, включая нефть и газ; и оценку требуемого параметра геологического пласта с использованием множества оценок посредством использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде, и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки.

Способ может дополнительно включать создание спектральной диэлектрической кривой путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок. Постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой может быть вычислена с использованием максимального мнимого значения для спектральной диэлектрической кривой и асимптотических значений (,) для действительных частей каждой оценки спектральной диэлектрической кривой. Способ может включать использование модели, соотносящей множество оценок с кривой релаксации Гавриляка-Негами для определения значения по меньшей мере для одного поляризационного параметра, соответствующего кривой. По меньшей мере один поляризационный параметр может содержать β, причем β относится к степени насыщенности пористой среды множеством углеводородных фаз с наличием воды. Способ может включать определение значения для β с использованием угла () пересечения двух кривых и в точке, где , и второго угла () пересечения двух кривых и в точке, где . Способ может включать использование постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой и значения для β для определения значения для другого поляризационного параметра α, причем α относится к степени насыщенности пористой среды водой, и причем α относится к углу поляризации. Способ может включать определение значений α₀ и α_* для α с использованием соотношения, выражающего α как функцию β, причем α₀ соответствует значению для β (β₀), а α_* соответствует второму значению для бета, соотносимому с состоянием пористой среды, не содержащей множества углеводородных фаз.

По меньшей мере одно свойство может включать по меньшей мере одно из следующего: i) фракция связанного углеводорода, ii) водная фракция и iii) пористость. Способ может включать использование значений α₀ и α_* для оценки объемной водной фракции пористой среды или объемной углеводородной фракции пористой среды. Способ может включать определение значения α_* для α с использованием соотношения, выражающего α как функцию β, причем α_* соответствует второму значению для бета, соотносимому с состоянием пористой среды, не содержащей множества углеводородных фаз; и с использованием значения α_* для оценки пористости пористой среды.

Способ может также включать спуск электромагнитного прибора в ствол скважины. Электромагнитный прибор может использовать электрическую индукцию. Способ может также включать использование электромагнитного прибора для осуществления измерений на множестве частот.

Один вариант реализации в соответствии с настоящим изобретением включает устройство для оценки геологического пласта. Устройство может включать несущий элемент, выполненный с возможностью спуска в ствол скважины, проникающей в геологический пласт; электромагнитный прибор, расположенный на несущем элементе и выполненный с возможностью осуществления измерений, определяющих мнимую часть и действительную часть проницаемости геологического пласта на множестве частот; и по меньшей мере один процессор. По меньшей мере один процессор может быть выполнен с возможностью реализации способов, описанных ранее, включающих: осуществление множества оценок комплексной проницаемости () на основании измерений с использованием электромагнитного прибора на множестве частот в стволе скважины, проникающей в геологический пласт, при этом пористая среда пласта насыщена смесью воды и множества углеводородных фаз, включая нефть и газ; и оценку требуемого параметра геологического пласта с использованием множества оценок посредством использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде, и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки. Один вариант реализации включает энергонезависимый машиночитаемый носитель, содержащий в себе инструкции, которые при выполнении обеспечивают выполнение способа по меньшей мере одним процессором. Другие варианты реализации включают энергонезависимый машиночитаемый носитель, содержащий в себе инструкции, которые при выполнении обеспечивают выполнение по меньшей мере одним процессором способа, включающего оценку требуемого параметра геологического пласта с использованием множества оценок посредством использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде, и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки. Энергонезависимый машиночитаемый носитель может включать по меньшей мере одно из следующего:(i) постоянное запоминающее устройство (ROM), (ii) стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EPROM), (iii) электрически стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство (EEPROM), (iv) флэш-память или (v) оптический диск.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Настоящее изобретение более понятно со ссылкой на сопроводительные чертежи, на которых одинаковые цифровые обозначения означают одинаковые элементы, и на которых:

На фиг. 1 показан схематический вид буровой площадки, включающей электромагнитный прибор для оценки параметра в геологическом пласте в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

На фиг. 2A показан схематический вид электромагнитного прибора в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

На фиг. 2B показан схематический вид башмака электромагнитного прибора в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения;

На фиг. 3A и 3B показаны схематические виды конфигураций антенны для башмака электромагнитного прибора для вариантов реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 4A и 4B показаны схематические виды конфигурации антенны для башмака электромагнитного прибора для других вариантов реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 5 показана блок-схема для способа для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 6 показана серия графиков, на которых изображены релаксации для различных типов поляризации для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 7 показан график комплексной проницаемости для песчаника, насыщенного водой и водой/нефтью, для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 8 показан график зависимости мнимой и действительной частей комплексной проницаемости для песчаника, насыщенного водой и водой/нефтью, для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением;

На фиг. 9A показан график для двух значений v;

На фиг. 9B показан график ; и

На фиг. 9C показан график для двух значений v, где β относится к степени насыщенности пористой среды множеством углеводородных фаз с наличием воды;

На фиг. 10 показана блок-схема для способа для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением.

ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В целях ясности в следующем описании описаны не все элементы фактических вариантов реализации. Разумеется, следует понимать, что в разработке любого такого фактического варианта реализации, как и в любом таком проекте, для достижения конкретных задач и подзадач (например, соблюдение системных и технических ограничений) разработчика должны быть выполнены многочисленные инженерные и технические решения, которые будут отличаться от одного варианта реализации к другому. Кроме того, обязательно будут учтены соответствующие практики разработки и программирования для конкретной среды. Следует понимать, что такие процессы разработки могут быть сложными и продолжительными, выходить за пределы базы знаний непрофессионала, но все же они могут являться обычной задачей для специалистов в соответствующих областях техники.

Электрический каротаж ствола скважины в пласте хорошо известен в данной области техники, и для этой цели были описаны различные устройства и различные способы. Индукционные каротажные приборы могут функционировать путем индукции электрического тока внутри геологического пласта и определения величины индуцированного тока, отражающего свойства геологического пласта. Таким образом, хорошо известно, что свойства геологического пласта могут быть оценены с использованием информации, полученной при индукционном каротаже.

Согласно аспектам настоящего изобретения, диэлектрическая спектроскопия и, в частности, оценка электрической проницаемости насыщенной среды геологического пласта, может быть использована для определения свойств пласта. Оценка электрической проницаемости может включать мнимую часть и действительную часть. Известно, что каждая из мнимой части и действительной части оценки может изменяться в зависимости от частоты электрического сигнала, используемого при создании оценки. Путем создания нескольких оценок в диапазоне частот и характеристики соотношения изменений в действительной и мнимой частях оценок с частотой, может быть получена информация о состоянии геологического пласта (например, пористости).

Согласно аспектам настоящего изобретения, требуемый параметр геологического пласта может быть оценен для геологических пластов, включающих пористую среду, насыщенную смесью воды и множества углеводородных фаз (например, нефть и природный газ). Известные способы оценки требуемых параметров, таких как фракция (процентное содержание) воды, пористость и т.п., не обеспечивают приемлемые результаты, если пористая среда насыщена этой смесью.

Требуемый параметр может быть оценен с использованием множества оценок комплексной проницаемости на множестве частот. Требуемый параметр может быть оценен путем использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды. Постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде, и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки.

Согласно некоторым аспектам, электрическая проницаемость может быть оценена с использованием электромагнитного прибора, выполненного с возможностью генерации электрического тока на множестве частот. Согласно вариантам реализации электромагнитный прибор может включать индуктивный электромагнитный зонд, выполненный с возможностью электрического сообщения с геологическим пластом изнутри ствола скважины, проникающей в геологический пласт. Диэлектрическая проницаемость может быть получена путем решения уравнений Максвелла. Для однородной среды соотношение между магнитным полем, H_z, и диэлектрической проницаемостью, , может быть выражено как:

(1)

где M_Z представляет магнитный момент приемной катушки, k представляет волновое число, ω представляет угловую () частоту, R представляет радиальное расстояние, r и z представляют координаты в цилиндрической системе координат, представляет проницаемость материала, а и представляют действительную и мнимую части диэлектрической проницаемости. Диэлектрическая проницаемость может быть оценена с использованием методов, известных специалистам в данной области техники, включающих, но не ограниченных одним или более из следующих: (i) метод Ньютона и (ii) метод Левенберга-Марквардта.

Оцененные мнимая и действительная части проницаемости геологического пласта могут быть затем использованы для оценки по меньшей мере одного требуемого параметра геологического пласта. По меньшей мере один требуемый параметр может без ограничения включать: (i) процентное содержание смешанных углеводородов; (ii) процентное содержание воды; и (iii) пористость пласта.

Если, например, дипольная антенна, выполненная с возможностью излучения электромагнитных волн, расположена в центре ствола скважины с приемной антенной, расположенной в стволе скважины на определенном расстоянии от передающего устройства, то действительная и мнимая части магнитного поля могут быть измерены посредством приемной антенны. Спектральное изображение диэлектрической проницаемости может быть сгенерировано с использованием мнимой и действительной частей проницаемости на множестве частот. Спектральное изображение может быть также именовано “кривой диэлектрического спектра” и “поляризационной кривой”. Каждая точка на спектральном изображении диэлектрической проницаемости может соответствовать конкретной частоте в электромагнитном спектре.

Аспекты изобретения могут включать создание спектральной диэлектрической кривой путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок. Объемные фракции смеси воды и углеводорода в геологическом пласте могут быть затем оценены с использованием спектральной диэлектрической кривой (спектрального изображения) диэлектрической проницаемости.

Аспекты настоящего изобретения включают использование скважинного индуктивного электромагнитного прибора для измерения действительной и мнимой частей диэлектрического спектра на заданной глубине ствола скважины. Это может включать оценки всех спектральных характеристик кривой Гавриляка-Негами. Процентное содержание множества углеводородных фаз, содержащихся в порах пласта, может быть оценено на основании характеристик насыщенности углеводородом и / или водой с использованием способов, раскрытых в данном документе. С использованием табулированных кривых для песчаников, карбонатных пород и т.д. и предельного значения другого поляризационного параметра другие аспекты изобретения могут обеспечивать возможность оценки пористости пласта. Приведенные в качестве примера варианты реализации устройства и способа для оценки свойств пласта описаны далее.

На фиг. 1 показан электромагнитный прибор 10, подвешенный в стволе 12 скважины, проникающей в геологический пласт 13, от подходящего кабеля 14, проходящего через шкив 16, установленный на буровой вышке 18. Согласно промышленному стандарту кабель 14 включает несущий элемент и семь проводников для передачи команд к прибору и для приема данных обратно от прибора, а также электропитания для прибора. Электромагнитный прибор 10 поднимают и опускают посредством буровой лебёдки 20. Электронный модуль 22 на поверхности 23 передает требуемые команды управления вниз по скважине и в ответ обратно получает данные, которые могут быть записаны на архивный носитель данных любого требуемого типа для одновременной или последующей обработки. Данные могут быть переданы в аналоговой или цифровой форме. Процессоры для обработки данных, такие как подходящий компьютер 24, могут быть предоставлены для осуществления анализа данных в производственных условиях в реальном времени, или записанные данные могут быть отправлены в центр обработки данных, или оба могут быть использованы для последующей обработки. Некоторая или вся обработка может также быть осуществлена путем использования скважинного процессора на подходящем участке на каротажном приборе 10. Несмотря на то, что была показана проводная система транспортировки, следует понимать, что варианты реализации настоящего изобретения могут быть использованы в сочетании с приборами, транспортируемыми посредством жестких носителей (например, соединенного трубного элемента или колонны гибких труб), а также посредством нежестких носителей (например, кабеля, тросового каната, силового кабеля и т.д.). Некоторые варианты реализации настоящего изобретения могут быть развернуты совместно с приборами каротажа в процессе бурения ("LWD")/ измерений в процессе бурения ("MWD").

Электромагнитный прибор 10 может включать по меньшей мере одну передающую антенну и по меньшей мере две приемные петлевые антенны, установленные на башмаке. Прибор может функционировать по меньшей мере в двух режимах. Первый режим может быть именован режимом минимального многочастотного измерения сопротивления (Multiple propagation resistivity, "Mini-MPR"), который обеспечивает возможность измерения затухания и разности фаз между двумя приемными устройствами. Электромагнитный прибор 10 может также функционировать во втором режиме (индукционном режиме), в котором может быть измерено скомпенсированное магнитное поле (напряжение). Ток в передающей катушке может индуцировать магнитное поле в геологическом пласте 13. Это магнитное поле, в свою очередь, может обуславливать протекание вихревых токов в геологическом пласте 13. Вследствие наличия этих пластовых токов, магнитное поле может быть внесено в приемную катушку R, таким образом генерируя приемный сигнал. Могут быть использованы каротажные приборы, содержащие "приемную катушку" и "передающую катушку", каждая из которых содержит несколько витков, расположенных в заданном порядке для получения требуемой реакции. Приемный сигнал затем может быть усилен и применен к одному или более фазочувствительным датчикам (phase sensitive detectors, "PSDs"). Каждый фазочувствительный датчик может обнаруживать компонент фазового сигнала, имеющий фазу, идентичную опорному фазовому сигналу, который также применен к датчику. Опорный фазовый сигнал может иметь заданное фазовое соотношение с током в передающей катушке (катушках). Вывод фазочувствительного датчика (датчиков) может быть далее обработан в скважине или может быть отправлен вверх по скважине к оборудованию на поверхности для обработки или отображения инженеру по эксплуатации.

В индукционном режиме одна приемная петлевая катушка может функционировать как основное приемное устройство, а остальные - как компенсирующие приемные устройства. Передающие антенны могут включать петли и/или электрические диполи. Для петлевых передающих антенн, передающие устройства и приемные устройства могут находиться в одной из трех ориентаций. Если ось z прибора параллельна продольной оси прибора, то ось x может проходить в радиальном направлении через центр башмака, а ось y может проходить по касательной к башмаку. Компонент zz может выражать источник z и приемное устройство z, и т.д. Согласно некоторым вариантам реализации могут быть использованы передающие устройства и приемные устройства xx.

На фиг. 2A показан электромагнитный прибор 10 для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением. Электромагнитный прибор 10 может содержать корпус 55 с двумя башмаками 51A, 51B, выдвинутыми на выдвижных устройствах 53A, 53B. Два башмака изображены в иллюстративных целях, и в действительной практике может быть больше башмаков. Выдвижные устройства 53A, 53B могут быть выполнены с электрическим приводом, электромеханическим приводом, механическим приводом или гидравлическим приводом. При полном выдвижении выдвижных устройств 53A, 53B обеспечивается возможность контакта башмаков 51A, 51B со стенкой ствола скважины (не показано) и осуществления ими измерений, указывающих на свойства стенки ствола скважины. Датчики ориентации (не показаны) могут обеспечивать указание ориентации электромагнитного прибора 10. Дополнительно, измерения глубины с троса могут быть получены с использованием датчика (не показанного) на поверхности, измеряющего количество размотанного троса. Дополнительно, для обеспечения других измерений, указывающих на глубину электромагнитного прибора 10, в скважине могут быть использованы акселерометры. Датчики ориентации могут содержать акселерометры, магнитометры или гироскопы. Глубина может также быть оценена из выходного сигнала гироприбора.

Приведенная в качестве примера конфигурация двойных передающих устройств и приемных устройств на каждом башмаке показана на фиг.2B. На этой фигуре изображен башмак 51A с двумя передающими устройствами 55A, 55B, расположенными вокруг двух приемных устройств 57A, 57B. Также на фиг. 2B схематично посредством стрелок изображены измерения, которые могут быть осуществлены каждым из двух приемных устройств 57A, 57B, соответствующих сигналам, сгенерированным каждым из двух передающих устройств 55A, 55B.

Использование двойных передающих устройств может обеспечивать симметричный отклик. Использование двойных передающих устройств может также уменьшать эффект неровностей стенок ствола скважины. Также, использование двойных передающих устройств может уменьшать количество ошибок, связанных с электронным оборудованием, в измерении затухания. Ошибки, связанные с электронным оборудованием, могут не влиять на измерение разности фаз.

В режиме минимального многочастотного измерения сопротивления два передающих устройства 55A, 55B могут быть расположены симметрично относительно приемных антенн 57A, 57B. Затухание и разность фаз измеряют для каждого из передающих устройств 55A, 55B. Измерения могут быть усреднены для предоставления окончательных показателей:

(2)

где T1 и T2 в нижнем индексе указывают первое и второе приемные устройства. Допуская однородность геологического пласта, для которого магнитные поля на участках приемного устройства являются H₁ и H₂, и допуская, что два приемных устройства имеют усиления G₁ и G₂, соотношение двух выводов приемных устройств для первого передающего устройства может быть выведено из соотношения:

(3)

где A₁ и A₂ представляют амплитуды H₁ и H₂, соответственно; представляет разность фаз между двумя приемными устройствами. Из уравнения (3) следует

(4) (5)

Таким образом, очевидно, что изменение усиления влияет на измерение затухания, но не на измерение разности фаз.

Аналогично, измерение затухания для второго передающего устройства выведено из

(6)

Измерение затухания может быть сформулировано как:

(7)

Усреднение уравнений (3) и (4) может убирать эффект изменения усиления. Специалистам в данной области техники будет понятно, что измерения амплитуды и фазы, в дополнение к определению сопротивления, могут также быть использованы для определения диэлектрической постоянной геологического пласта.

На фиг. 3A показан схематический вид обобщенной конфигурации прибора для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением. Согласно этому примеру несколько пар приемных устройств из приемных устройств могут быть использованы для достижения достаточного азимутального охвата. Башмак 51A может включать две группы 103A, 103B приемных устройств. Каждому приемному устройству 105 в верхней группе 103A соответствует приемное устройство 105 в нижней группе 103B. Согласно одному варианту реализации катушки 101A, 101B верхней и нижней групп приемных устройств могут быть выровнены в радиальном направлении относительно направления оси (перемещения) прибора. Приемные катушки 105 отделены в поперечном направлении постоянным расстоянием, определенным азимутальной разрешенностью электромагнитного прибора. Две передающие антенны 101A, 101B могут быть расположены над группой 103A приемных устройств и под группой 103B приемных устройств. Передающие антенны 101A, 101B могут функционировать по одной за раз, и во время этого осуществляют измерения от каждой пары приемных устройств. Приведенное в качестве примера направление электрического тока для передающих устройств 101A, 101B изображено стрелками на фиг. 3A. C указанным электрическим током передающих устройств 101A, 101B и ориентацией катушек приемных устройств 105 осуществленные измерения будут являться измерениями xx. Измерения могут включать скорость затухания, разность фаз или скомпенсированное магнитное поле.

На фиг. 3B показан схематический вид другого варианта реализации обобщенной конфигурации прибора с расположенными в шахматном порядке парами приемных устройств в соответствии с настоящим изобретением. В зависимости от размера приемных катушек 105, пары приемных устройств могут быть расположены в шахматном порядке в направлении оси прибора, обеспечивая небольшое отделение между парами приемных устройств. Верхняя группа 103A' приемных устройств может содержать два расположенных в шахматном порядке ряда приемных устройств 105, и нижняя группа 103B' приемных устройств может содержать два расположенных в шахматном порядке ряда приемных устройств 105 для уменьшения зазоров в азимутальном охвате конфигурации по фиг. 3A.

На фиг. 4A показан схематический вид передающего устройства для одного варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением. Передающие устройства 101A' и 101B' могут иметь проволоки, обмотанные вокруг башмаков 51A. Пути проволок могут быть по существу перпендикулярными оси прибора, проходя на передней, задней и боковых сторонах башмака 51A. С конфигурацией, изображенной на фиг. 4A, измерения будут измерениями zx.

На фиг. 4B показан схематический вид передающего устройства для другого варианта реализации в соответствии с настоящим изобретением. Передающие устройства 101A'', 101B'' могут являться электрическими диполями, перпендикулярными оси прибора.

На фиг. 5 показана блок-схема одного способа 500 оценки насыщенности флюидом в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. На этапе 510 электромагнитный прибор 51A может быть спущен в ствол 12 скважины. На этапе 520 сигналы на множестве частот могут быть переданы от передающих устройств 101A, 101B в геологический пласт. Согласно некоторым вариантам реализации по меньшей мере одна из множества частот может являться частотой, составляющей 500 МГц или более. На этапе 530 приемные устройства 103A, 103B могут генерировать вывод, указывающий на комплексную диэлектрическую проницаемость геологического пласта 13. На этапе 540 скорость изменения мнимой части комплексной диэлектрической проницаемости относительно действительной части комплексной диэлектрической проницаемости может быть оценена с использованием сгенерированного вывода. На этапе 550 требуемый параметр может быть оценен с использованием оцененной скорости изменения.

Выбор множества частот может включать частоты на верхнем пределе частоты или рядом с ним действительной части диэлектрической проницаемости для конкретного типа поляризации геологического пласта. Может быть идентифицировано несколько базовых типов поляризации в зависимости от коллоидальной структуры нефти, водного контакта со средой, содержащей поры, и водонефтяного контакта в содержащей среде. Физические основы в этом случае соответствуют миграционной поляризации (поляризация Максвелла-Вагнера) на контактах между коллоидальными частицами в нефти, поляризации двойного слоя и объемного заряда на контактах между водой и скелетом горной породы содержащей пористой среды и т.д. Каждый тип поляризации может быть идентифицирован конкретным структурным элементом среды, и каталогизирован в диэлектрических спектрах. Определение типа частиц в коллоидном растворе в пористой среде может затем быть уменьшено до задачи идентификации каталогизированных и измеренных спектров. Следует отметить, что типы поляризации могут быть уменьшены до следующих трех базовых типов поляризации.

Релаксация Гавриляка-Негами (ее частными случаями являются релаксации Коула-Дэвидсона, Дебая и Коула-Коула), характеризующаяся зависимостью частоты комплексного значения диэлектрической проницаемости, может быть выражена как:

(8) (9)

релаксация закона m-й ступени

(10)

и релаксация Максвелла-Вагнера

(11).

На фиг. 6 показана группа кривых комплексной проницаемости, изображающая спектральные изображения диэлектрической проницаемости для различных релаксаций, относящихся к типам поляризации и соответствующих коллоидальной структуре текучей среды внутри насыщенной пористой среды. Релаксация Максвелла-Вагнера определяет фазу коллоидных частиц, релаксация закона m-й ступени соответствует слоистым или дискообразным мицеллярным коллоидным частицам, релаксация Дебая соответствует кристаллическим твердым коллоидным частицам, релаксация Коула-Дэвидсона соответствует локальной кристаллической структуре в коллоидных частицах и т.д. После составления каталога типов поляризации может быть идентифицирована структура смеси воды и углеводорода и содержание коллоидной нефти в насыщенной пористой среде. Структура смеси вода-нефть может указывать на проницаемость геологического пласта. Например, насыщенные водой песчаники и доломиты могут иметь тип поляризации, характеризующийся релаксацией Коула-Коула. Тип поляризации может быть идентифицирован с использованием электромагнитного каротажа ствола скважины. В диапазоне кГц, пористая среда, насыщенная пресной водой, может характеризоваться высокой диэлектрической проницаемостью (до 10³-10⁴) на характерных частотах релаксации.

На фиг. 7 показан график с группой кривых, выражающих комплексную диэлектрическую проницаемость в зависимости от частоты песчаника, насыщенного (i) водой и (ii) смесью воды и трансформаторного масла. Кривая 710 обозначает действительную часть диэлектрической проницаемости для песчаника, насыщенного водой. Кривая 720 обозначает мнимую часть диэлектрической проницаемости для песчаника, насыщенного водой. Кривая 730 обозначает действительную часть диэлектрической проницаемости для песчаника, насыщенного смесью воды и трансформаторного масла. Кривая 740 обозначает мнимую часть диэлектрической проницаемости для песчаника, насыщенного смесью воды и трансформаторного масла.

В случае наличия воды и углеводородов смешанной фазы в геологическом пласте 13, этап 750 может включать нахождение объемной фракции воды при отсутствии углеводородов смешанной фракции объемной фракции воды при наличии углеводородов смешанной фракции. Разница между этими двумя значениями может выражать объемную фракцию углеводородов смешанной фракции. Способ нахождения насыщенности водой и насыщенности углеводородами изображен далее с использованием случаев релаксации Коула-Коула и релаксации Гавриляка-Негами. Оценка диэлектрической проницаемости может предполагать натуральную пористую среду, такую как песчаник или доломит, насыщенную водой, и, учитывая, что тип диэлектрической поляризации этой системы был установлен через скважинные измерения.

Как показано ранее, для геологического пласта, содержащего пористую среду, насыщенную смесью воды и множества углеводородных фаз (например, смесью воды, нефти и газа), каждая из мнимой части и действительной части оценки комплексной проницаемости может меняться в зависимости от частоты электрического сигнала, используемого в создании оценки. После создания нескольких оценок в диапазоне частот, существует возможность оценки требуемых параметров геологического пласта путем характеристики соотношения изменений в действительной и мнимой частях оценок с частотой. Например, требуемые параметры могут быть оценены с использованием способов, относящихся к скорости изменения между оценками из множества оценок комплексной проницаемость мнимой части относительно действительной части каждой оценки. Варианты реализации способа могут включать создание кривой диэлектрического спектра путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок.

На фиг. 8 показана приведенная в качестве примера группа кривых для песчаника, выражающих комплексную диэлектрическую проницаемость на диапазоне частот. В водонасыщенных песчаниках обычно наблюдают релаксацию Коула-Коула, как показано кривой 810. Диэлектрические спектры могут быть характеризованы симметричной поляризационной кривой типа Коула-Коула (кривая на плоскости ), в соответствии с выражением формулой:

(12)

где представляет комплексную диэлектрическую проницаемость, асимптотическое значение действительной части этого типа поляризации на высоких частотах, представляет статическое значение диэлектрической проницаемости, представляет время релаксации, представляет параметр, находящийся в диапазоне от 0 до 1, который характеризует угол поляризации. Было экспериментально установлено, что натуральная среда, такая как песчаники или доломиты, демонстрирует, что асимптотическое значение действительной части диэлектрической проницаемости зависит только от насыщенности пространства пор водой и не зависит от солевой концентрации в насыщающей воде и типа породы. Другими словами, является универсальной функцией насыщенности пористой породы водой. Частотные зависимости действительной и мнимой частей диэлектрической проницаемости для водонасыщенных пластов (действительная часть, мнимая часть), отображенные кривой 810, по всей видимости являются симметричными относительно максимального значения мнимой части диэлектрической проницаемости. Кривая 820 может представлять релаксацию Гавриляка-Негами, наблюдаемую при наличии нефти.

Элементы новизны настоящего изобретения дополнительно включают определенность, что кривая 820 может также выражать релаксацию Гавриляка-Негами, наблюдаемую при наличии углеводородов смешанной фазы вследствие сходств в диэлектрической постоянной между углеводородами смешанной фазы (в частности, нефтью и газом) и отдельно нефтью. Таким образом, при наличии углеводородов, симметрия в диапазоне высоких частот может отсутствовать, как показано кривой 820, а углы 830, 840 искажения между каждой из кривых 810, 820 диэлектрического спектра и осью x могут зависеть от объемной фракции углеводородов, содержащихся в пласте. Искажение может быть получено из спектральных зависимостей диэлектрической постоянной (действительная и мнимая части) в диапазоне низких частот. При известном угле искажения может быть определена объемная фракция углеводородов, содержащихся в пласте. Экспериментальные точки 820a-f (на частоте 10 кГц, 50 кГц, 100 кГц, 500 кГц, 1,5 МГц и 55 МГц, соответственно) подтверждают тесную зависимость между практикой и релаксацией Коула-Коула в кривой 810.

Таким образом, с полученным спектральным диэлектрическим изображением существует возможность получения всех спектральных характеристик диэлектрической проницаемости в соответствии с зависимостью Гавриляка-Негами, включая ключевые поляризационные параметры α и β. Учитывая, что поляризационный параметр β поляризации Гавриляка-Негами выражает смешанную углеводородную фракцию, с использованием способов настоящего изобретения существует возможность вычисления второго поляризационного параметра α, из которого могут быть определены насыщенность водой и объемная фракция воды

Для релаксации Коула-Коула известно, что:

(13)

где представляет максимальный коэффициент потерь, представляет статическое значение действительной части диэлектрика, представляет предел высоких частот и представляет поляризационный параметр. Также известно, что следующая зависимость является верной для релаксации Коула-Коула.

(14)

Из использования уравнений (13) и (14), следует, что:

(15)

где представляет заданную универсальную функцию насыщенности водой (водная фракция в процентах). Универсальная кривая может быть получена посредством лабораторных экспериментов, а , , могут быть получены посредством индуктивного каротажа.

При наличии воды и углеводородов смешанной фазы в пространстве пор, например, в качестве водонефтяной смеси и газа как отдельной фазы, поляризационная кривая может быть оценена как формула Гавриляка-Негами, как показано кривой 820 на фиг. 8 и выражено далее.

(16)

где присутствуют два поляризационных параметра: и .

Наличие члена может приводить к пределу высоких частот действительной части комплексной диэлектрической проницаемости в частичной зависимости от содержания углеводорода смешанной фазы. Для небольших искажений в правом углу в кривой 820, может быть осуществлено раскрытие относительно индексов степени с точностью квадратичного члена, причем оно имеет следующую форму:

(17)

Первый член этого раскрытия может точно описывать угловые искажения до значений . В случае дальнейшего уменьшения следует учитывать квадратичные члены. При наличии углеводородов в пространстве пор, насыщенность водой может быть вычислена для случая с отсутствием нефти с использованием правого угла. Поляризационные параметры и могут быть определены через правый угол. На основании поляризационной кривой для случая с наличием нефти, может быть вычислено с использованием уравнения (13).

Этот пример использования случая релаксации Коула-Коула является иллюстративным и приведен исключительно в качестве примера, так как могут быть использованы другие типы поляризации, без ограничения включая релаксацию Дебая, релаксацию Коула-Дэвидсона, релаксацию закона m-й ступени и релаксацию Максвелла-Вагнера.

Сравнительный анализ спектральной зависимости пористой среды, насыщенной водой, нефтью и газом, и спектров водонефтяных эмульсий показывает, что в пористой среде нефть, очевидно, имеет форму водонефтяной эмульсии, т.е. в порах содержатся капли нефти в воде. Далее следует описание физической стороны поляризационных потерь в диапазоне МГц.

Поляризация Дебая (частный случай поляризации Коула-Коула с одним периодом релаксации соответствующей функции распределения) характеризует поляризацию в системе независимых генераторов во внешнем электрическом поле. Асимметричность кривой поляризации Дебая относится к кривой поляризации Коула-Дэвидсона. Физические основания этой деформации поляризационной кривой могут заключаться в возникающем нелинейном взаимодействии в системе независимых генераторов (поляризующие диполи во внешнем электрическом поле). Анализ экспериментальных спектральных данных для диэлектрической проницаемости пористой среды, насыщенной водонефтяной смесью, и для водонефтяных эмульсий, очевидно, указывает на то, что в пористой среде нефть приобретает форму капель в воде, т.е. система, подобная водонефтяным эмульсиям в пористой среде.

В более широком смысле, спектр диэлектрической поляризации для пористого резервуара, образованного горной породой (песчаниками, карбонатными породами и т.д.), насыщенной смесью воды и нефти, с газом как отдельной фазой может иметь форму спектральной зависимости Гавриляка-Негами:

(18)

В этой формуле представляет комплексное значение диэлектрической проницаемости; представляет асимптотическое значение (ω = ) диэлектрической проницаемости; представляет асимптотическое значение (ω = 0) диэлектрической проницаемости; τ представляет время релаксации; ω представляет частоту электромагнитного возбуждения среды; а a и b представляют параметры, характеризующие пористую среду (0≤ a < 1; 1 ≥ b > 0).

Диаграмма Коула-Коула показывает, что зависимость имеет форму дуги с асимметричным наклоном левой стороны (фиг.8). Исходя из того, что кривая отображает спектральные характеристики кривой релаксации Гавриляка-Негами, результаты эксперимента показывают, что

(19)

для пористого резервуара, насыщенного водой на разных уровнях насыщенности нефтью и газом как отдельной фазой. Таким образом, v может быть оценено как функция спектральной диэлектрической кривой и асимптотических значений (, ) для действительных частей каждой оценки спектральной диэлектрической кривой, и максимального мнимого значения для спектральной диэлектрической кривой (). Мы полагаем, что при наличии газа характер кривой не изменяется в диапазоне частот, выбранном далее для нахождения поляризационных параметров.

На основании измеренных характеристик мы отображаем диэлектрический спектр и вычисляем . Следует отметить, что это значение, очевидно, не меняется с изменениями в пропорциях насыщенности углеводорода и водой для этой пористой среды. Следовательно, v представляет постоянную кривой диэлектрического спектра, характеризующую резервуар, насыщенный водой.

Следующая зависимость остается верной для релаксации Гавриляка-Негами:

. (20)

Параметр может рассматриваться в качестве параметра, характеризующего уровень насыщенности пористого пласта углеводородами (например, газ и нефть) при наличии воды. Его значение определяет значение параметра . Следовательно, путем решения уравнений (20) для мы можем найти зависимость

. (21)

Параметр v зависит от пористости горной породы и литологии, а также от электромагнитных характеристик контакта между водой и горной породой, для пористой среды. На фиг. 9A показан график для двух значений v. На фиг. 9B показан график . Переменная насыщенности углеводородом изменяется от 1 до . Точка соответствует состоянию среды без углеводородов в резервуаре. Точка соответствует состоянию резервуара, насыщенного только углеводородами (без воды). Настоящее значение , β₀ соответствует настоящему значению , α₀, найденному для каждой v, в соответствии с предшествующими вычислениями. Параметр может изменяться от 0 до , что явно показано на графике. Точка = 0 соответствует состоянию среды без воды в смеси воды и углеводорода. Точка = соответствует состоянию резервуара без углеводородов (только вода), причем в этом случае водная фракция связана с пористостью. На фиг. 9C показана зависимость α = α(β) для двух значений v, 0,79 и 0,82.

Параметры и имеют следующее соотношение:

. (22)

Насыщенность углеводородом соответствует с возможностью достижения насыщенностью углеводородом. Насыщенность водой соответствует с возможностью достижения насыщенностью водой. Следовательно, пористость пласта может быть описана следующей формулой:

(23)

объемная водная фракция может быть описана следующей формулой:

(24)

а объемная углеводородная фракция может быть описана следующей формулой:

. (25)

Пористость пласта является насыщенностью водой при β=1, и может быть оценена на основании . В лабораторных условиях, например, для различных литологий (водонасыщенных песчаников, карбонатных пород, доломитов и т.д.), зависимость от насыщенности водой или от объема K_p пор может быть вычислена (K_p =). Может быть создана таблица, относящаяся к зависимости . Преимущественно, существует возможность оценки α₀, и v для β₀ в скважинных условиях, учитывая известное соотношение поляризационных характеристик . Аналогично, из уравнения (22) возможно вычисление с использованием ().

Примеры оцененных значений могут включать для песчаников:

, =0,14, процентов

что приблизительно равняется экспериментально выведенному значению, составляющему 14,1 процента, и для доломитов:

, =0,18, процентов

что приблизительно равняется экспериментально выведенному значению, составляющему 16,9 процента.

Любое настоящее значение может способствовать сравнению (процента) водной фракции в пористом резервуаре, насыщенном водой и углеводородом смешанной фазы, с использованием уравнений (25), а пористость может быть определена из табулированной кривой.

На фиг. 10 показана блок-схема одного способа 1000 оценки изменений в водной фракции в водоуглеводородном резервуаре, и в его пористости в соответствии с одним вариантом реализации настоящего изобретения. На этапе 1010 электромагнитный прибор 51A может быть спущен в ствол 12 скважины. На этапе 1020 сигналы на множестве частот могут быть переданы от передающих устройств 101A, 101B в геологический пласт. Согласно некоторым вариантам реализации по меньшей мере одна из множества частот может являться частотой, составляющей 500 МГц или более. На этапе 1030 приемные устройства 103A, 103B могут генерировать вывод, указывающий на комплексную диэлектрическую проницаемость геологического пласта 13.На этапе 1040 параметр (β₀) насыщенности смешанным углеводородом и постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой могут быть оценены с использованием сгенерированного вывода. На этапе 1050 по меньшей мере одно из пористости пласта, объемной углеводородной фракции и водной фракции может быть оценено (как показано в уравнениях 23-25) с использованием оцененных параметров α₀, вычисленных из β₀ и v с использованием уравнения 21, и , которое соответствует значению параметру насыщенности смешанным углеводородом для точки (β=1) полной насыщенности водой и которое вычисляют подобным образом.

Специалисту в данной области техники, использующему идеи этого изобретения, будет понятно, что в зависимости от литологии могут быть использованы различные поляризационные кривые, такие как поляризационная кривая Коула-Дэвидсона, но не ограничиваясь ей.

Как описано в настоящем документе, способ в соответствии с настоящим раскрытым вариантом реализации изобретения включает несколько вычислительных этапов. Специалистам в данной области техники будет понятно, что эти этапы могут быть осуществлены вычислительными средствами, такими как компьютер, или могут быть осуществлены вручную аналитиком, или посредством некоторого сочетания этих способов. В качестве примера, там, где в раскрытом варианте реализации требуется выбор измеренных значений, имеющих определенные характеристики, специалистам в данной области техники будет понятно, что такое сравнение может быть осуществлено аналитиком на основании субъективной оценки, или посредством вычислительной оценки компьютерной системой, должным образом запрограммированной для осуществления такой функции. Поскольку настоящее изобретение реализовано с использованием вычислительного оборудования для осуществления одной или более функций, предполагается, что программирование вычислительного оборудования для осуществления этих этапов будет обыденной инженерной задачей для специалистов в данной области техники, использующих идеи настоящего изобретения.

В обработке полученных данных подразумевается использование компьютерной программы, реализованной на подходящей вычислительной платформе (специального или общего назначения) и реализованной в подходящем машиночитаемом носителе, обеспечивающем возможность осуществления управления и вычисления процессором. Подразумевается, что термин “процессор”, использованный в настоящем изобретении, включает такие устройства, как микроконтроллеры, микропроцессоры, программируемые пользователем логические матрицы (FPGA), а носители данных могут включать в себя постоянное запоминающее устройство, оперативное запоминающее устройство (RAM), стираемое программируемое постоянное запоминающее устройство, электрически программируемое постоянное запоминающее устройство (EAROM), твердотельный диск, оптический носитель, магнитный носитель и другие носители и/или механизмы хранения, которые могут считаться целесообразными. Как описано ранее, функции обработки и управления могут быть осуществлены в скважине, на поверхности или в обоих местах.

Из предшествующего описания следует понимать, что способ и устройство для оценки геологического пласта было описано с использованием измерения электрических характеристик, включающих диэлектрическую проницаемость пласт, и включающих измерения, выполненные на множестве частот измерения.

Хотя конкретный вариант реализации изобретения, а также его возможные варианты и альтернативы, были описаны и/или предложены в настоящем документе, следует понимать, что настоящее раскрытие направлено на пояснение, предложение и иллюстрирование различных отличительных признаков и аспектов изобретения, но не направлено на ограничение объема изобретения, который определен исключительно в следующей формуле изобретения.

Хотя настоящее изобретение было раскрыто ранее в отношении конкретных вариантов, специалистам в данной области техники будут очевидны различные модификации. Предполагается, что все эти варианты, находящиеся в пределах объема прилагаемой формулы изобретения, включены в предшествующее описание.

Изобретение относится к геофизическим методам разведки и предназначено для оценки геологического пласта, содержащего пористую среду. Сущность: осуществляют множество оценок комплексной проницаемости на основании измерений с использованием электромагнитного прибора на множестве частот в стволе скважины, проникающей в геологический пласт. Оценку параметра геологического пласта осуществляют с использованием постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды и по меньшей мере одного поляризационного параметра, связанного со спектральной диэлектрической кривой. Постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой вычислена с использованием отношения максимального мнимого значения для спектральной диэлектрической кривой и разницы асимптотических значений (ε=ε₀, ε=ε_∞) для действительных частей каждой оценки спектральной диэлектрической кривой. Параметр пласта включает по меньшей мере одно из объемной фракции смеси углеводородов в среде, объемной водной фракции в среде и пористости пласта. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 10 ил.

1. Способ оценки геологического пласта, включающего в себя пористую среду, содержащий:

осуществление множества оценок комплексной проницаемости на основании измерений с использованием электромагнитного прибора на множестве частот в стволе скважины, проникающей в геологический пласт, при этом пористая среда пласта насыщена смесью воды и множества углеводородных фаз, включая нефть и газ; и

оценку требуемого параметра геологического пласта с использованием множества оценок посредством использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой вычислена с использованием отношения максимального мнимого значения для спектральной диэлектрической кривой и разницы асимптотических значений (ε=ε₀, ε=ε_∞) для действительных частей каждой оценки спектральной диэлектрической кривой, создаваемой путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок, включая оценку требуемого параметра из постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой и по меньшей мере одного поляризационного параметра, связанного со спектральной диэлектрической кривой,

при этом требуемый параметр включает по меньшей мере одно из (i) объемной фракции смеси углеводородов в среде; (ii) объемной водной фракции в среде и (iii) пористости пласта.

2. Способ по п. 1, содержащий создание спектральной диэлектрической кривой путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок.

3. Способ по п. 2, содержащий использование модели, соотносящей множество оценок с кривой релаксации Гавриляка-Негами для определения значения по меньшей мере для одного поляризационного параметра, связанного с кривой.

4. Способ по п. 3, в котором по меньшей мере один поляризационный параметр содержит β, причем β относится к степени насыщенности пористой среды множеством углеводородных фаз с наличием воды.

5. Способ по п. 4, содержащий определение значения для β с использованием угла пересечения (ϕ) двух кривых Im ε=Φ(Re ε) и Im ε=0 в точке, где ε=ε₀, и второго угла пересечения (ψ) двух кривых Im ε=Φ(Re ε) и Im ε=0 в точке, где ε=ε_∞.

6. Способ по п. 4, содержащий использование постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой и значения для β для определения значения для другого поляризационного параметра α, причем α относится к степени насыщенности пористой среды водой, и причем α относится к углу поляризации.

7. Способ по п. 6, содержащий определение значений α₀ и α_* для α с использованием соотношения, выражающего α как функцию β, причем α₀ соответствует значению для β (β₀), а α_* соответствует второму значению для бета, соотносимому с состоянием пористой среды, не содержащей множества углеводородных фаз.

8. Способ по п. 6, содержащий:

определение значения α_* для α с использованием соотношения, определяющего α как функцию β, причем α_* соответствует второму значению для бета, соотносимому с состоянием пористой среды, не содержащей множества углеводородных фаз; и

использование значения α_* для оценки пористости пористой среды.

9. Способ по п. 2, включающий использование электромагнитного прибора для осуществления измерений на множестве частот.

10. Способ по п. 1, дополнительно содержащий:

обращение измерений для генерации мнимой части и действительной части каждой оценки комплексной проницаемости на множестве частот и

оценку скорости изменения мнимой части относительно действительной части от одной из оценок к другой из оценок.

11. Способ по п. 1, в котором электромагнитный прибор использует электрическую индукцию.

12. Способ по п. 1, дополнительно содержащий осуществление по меньшей мере одно из следующего:

i) запись требуемого параметра;

ii) отображение требуемого параметра;

iii) изменение операции бурения в геологическом пласте;

iv) изменение операции добычи в геологическом пласте.

13. Способ по п. 1, дополнительно включающий: спуск электромагнитного прибора в ствол скважины.

14. Устройство для оценки геологического пласта, включающего пористую среду, содержащее:

несущий элемент, выполненный с возможностью спуска в ствол скважины, проникающей в геологический пласт;

электромагнитный прибор, расположенный на несущем элементе и выполненный с возможностью осуществления измерений, определяющих мнимую часть и действительную часть проницаемости геологического пласта на множестве частот; и

по меньшей мере один процессор, выполненный с возможностью:

осуществления измерений посредством электромагнитного прибора в стволе скважины, проникающей в геологический пласт;

осуществления множества оценок комплексной проницаемости на основании измерений и

оценки требуемого параметра геологического пласта с использованием множества оценок путем моделирования пористой среды пласта как насыщенной смесью воды и множеством углеводородных фаз, включающих нефть и газ, посредством использования постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой для пористой среды, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой является неизменной относительно соотношения воды и углеводородов в пористой среде и определена оцененной скоростью изменения между оценками множества оценок комплексной проницаемости мнимой части относительно действительной части каждой оценки, причем постоянная (v) спектральной диэлектрической кривой вычислена с использованием отношения максимального мнимого значения для спектральной диэлектрической кривой и разницы асимптотических значений (ε=ε₀, ε=ε_∞) для действительных частей каждой оценки спектральной диэлектрической кривой, создаваемой путем отображения действительной части относительно мнимой части для каждой оценки из множества оценок, включая оценку требуемого параметра из постоянной (v) спектральной диэлектрической кривой и по меньшей мере одного поляризационного параметра, связанного со спектральной диэлектрической кривой,

при этом требуемый параметр включает по меньшей мере одно из (i) объемной фракции смеси углеводородов в среде; (ii) объемной водной фракции в среде и (iii) пористости пласта.