Brevet FR2228228A1 — publié le 19741129

En raison des coûts excessifs de l'exploration des puits de pétrole, il est de la plus grande importance de savoir si une formation particulière traversée par un puits de forage contient ou non des hydrocarbures exploitables. Comme le savent ceux qui sont familiers avec cette technique, la saturation en hydrocarbures d'une formation peut facilement être déterminée à partir de la saturation en eau de la formation. La saturation désigne ici la proportion globale de fluides dans la formation, et la saturation en eau, appelée ei-après Sw, est le pourcentage de cette proportion globale de fluides qui est constitué par de l'eau. Ceux qui sont familiers avec cette technique remarqueront aussi que la saturation en hydrocarbures, soit Shy, est égale à (1 - Sw). On voit w ainsi qu'une fois que Sw a été déterminé, il est facile d'obtenir Shy. I1 existe actuellement de nombreuses techniques d'interprétation etd'évaluation graphiques pour déterminer la saturation en eau. Ces techniques d'interprétation sont basées sur des relations empiriques dépendant de la porosité + , de la résistivité d'une formation pure (Rt) et de la résistivité de l'eau fossile (Rw). On utilise par exemple deux relations empiriques bien connues. La relation F = a/#m (1) lie la porosité 4 > au facteur de formation F, et la relation sn = F RJRt (2) lie le facteur de formation F et les résistivités R et R t à la saturation w en eau Sw. .Le facteur de formation F est réputé varier avec la résistivité d'une formation pure et avec la résistivité d'une formation saline complètement saturée, et + , la porosité, est la fraction du volume total de matériau souterrain occupée par des pores ou des vides. Le facteur de cémentation "m", l'expo- sant de saturation nn" et le coefficient "a" seront décrits ci-après. Le paramètre R t et la porosité + peuvent hêtre déterminés directement à partir de mesures de diagraphie du puits. Par exemple, Rt est obtenu à partir d'opérations telles qu'unie diagraphie par induction, et + est obtenu par exemple au moyen de diagraphies soniques compensées du trou de sondage, de diagraphies compensées de densité de la formation et d'autres diagraphies compensées ou combinaisons de telles diagraphies. Ces différentes diagraphies sont décrites dans nLog Interpretation Principles" publié par Schlumberger Limitez en 1972. D'autre part, R (résistivité de l'eau) doit être déterminé par des relations empiriques à partir de mesures de diagraphies directes. Des relations typiques sont par exemple celles dont il est question dans une publication intitulée "Log Analysis of Sand-Shale Sequences - A Systematic Approach" par Poupon ét al, publiée dans le numéro de juillet 1970 de la revue Journal of Petroleum Technology. En pratique, les valeurs de "a" (coefficient du facteur de formation) et de "m" (facteur de cémentation) dans l'équation (1), et de "n" (exposant de saturation) dans l'équation (2) varient avec le type de formation et Jusqu' ici ont été considérées comme des valeurs fixes qui étaient déterminées empiriquement pour différents types de lithologies. Un choix correct de la valeur convenable de ces paramètres est souvent difficile, notamment dans des lithologies complexes.Par conséquent, étant donné que la précision de Sw dépend de ces paramètres, il est très souhaitable d'établir une nouvelle relation pour déterminer avec plus de précision ces paramètres dans toutes les formations, Différentes équations et techniques sont aussi utilisées actuellement pour déterminer la perméabilité K d'une formation à partir de données de diagraphie d'un puits.Cependant, aucune de ces techniques n est universellement applicable d'un endroit à l'autre, d'un puits à l'autre, ou meme d'une zone à l'autre d'un meme puits, sans effectuer des ajustements sur les constantes ou les exposants, ou sans effectuer d'autres compensations. I1 existe deux relations qui sont le plus souvent utilisées pour déterminer la perméabilité, l'une d'elles étant K1/2 = C #m (3) Swirrn Cette équation est basée sur des études empiriques qui ont montré que la perméabilité de certaines formations peut être reliée au rapport +/Swirr en utilisant un coefficient "C" et les exposants m et n.Le coefficient C est, en général, lié au type d'hydrocarbure tandis que les exposants m et n s'appli- quent au type de lithologie. Une autre équation K1/2 = 100 .2,25 (4) qwirr est une forme modifiée d'une équation développée par A. Timur (voir "An Investigation of Permeability, Porosity and Residual Water Saturation Relationships for Sandstone Reservoirs" par A. Timur dans The Log Analyst, volume 9, n" 4, juillet-aoQt 1968) qui est simplement une adaptation de l'équation (3) pour la condition particulière d'une formation de grès consolidée relativement pure et de porosité moyenne. Etant donné que m et n dépendent de la lithologie, toute tentative pour les fixer à des valeurs constantes introduit automatiquement des erreurs lorsque cela s'applique dans des conditions non standard. Ceci est particulièrement apparent lorsque ces relations sont utilisées pour des formations schisteuses ou à grain fin. De telles applications démontrent le besoin de développer une technique plus précise pour obtenir la perméabilité d'une formation. Suivant l'invention, des relations entre les paramètres pour déterminer à la fois la saturation en eau et la perméabilité sont établies et utilisées pour obtenir des représentations plus précises de chacun de ces paramètres d'une formation. Suivant l'invention, des mesures de diagraphie d'un puits sont relevées et combinées d'une façon nouvelle et efficaee pour obtenir un paramètre fonction de la porosité et du rapport de la résistivité de l'eau à la résistivité de la formation. Ce paramètre est combiné avec d'autres mesures de diagraphie du puits pour obtenir des paramètres représentatifs de la saturation en eau de la formation et de la perméabilité de la formation. L'invention est de préférence mise en oeuvre en utilisant un calculateur universel programmé de façon appropriée, un calculateur analogique pouvant toutefois être également utilisé. La présente invention sera mieux comprise à l'aide de la description suivante d'un mode d'exécution particulier donné à titre d'exemple non limitatif et illustré par les dessins annexds dans lesquels - la figure 1 représente schématiquement un appareil de sondage suspendu dans un trou de sonde et destiné à fournir plusieurs mesures de diagraphie du puits ainsi qu'un appareil pour traiter ces mesures, - la figure 2 représente pg (densité de la matrice pure) en fonction de (Swirr ) ' - les figures 3, 4A et 4B sont des représentations schématiques d'un organigramme pour la mise en oeuvre de l'invention à l'aide d'un calculateur universel. La figure 1 représente un appareil de mesure 10 descendu dans un trou de sonde 12 à l'extrémité d'un câble 14 à plusieurs conducteurs qui est relevé et abaissé dans le trou de sonde 12, creusé dans la formation terrestre 16,au moyen d'un mécanisme à treuil (non représenté). L'appareil 10 comporte des dispositifs d'exploration fournissant des mesures sur le temps de parcours acoustique At, la densité apparente Pb, la résistivité profonde Rt et peu profonde Rxo1 le potentiel spontané SP et la porosité fin obtenues à partir d'un dispositif d'exploration à neutrons et d'un comptage GR des rayons gamma naturels de la formation. Les signaux de mesure obtenus à partir du dispositif d'exploration 10 sont transmis aux circuits appropriés 20 de traitement de signaux situés à la surface. Les circuits de traitement de signaux convertissent les signaux de diagraphie du puits sous forme digitale soit en vue d'une mémorisation temporaire, au moyen d'un enregistreur magnétique digital 22, soit pour être appliqués à un calculateur universel 24 programmé suivant l'invention pour traiter les données recueillies de manière à fournir des informations caractéristiques de la nature de la formation terrestre traversée. On remarquera à ce sujet que le calculateur digital peut être un calculateur monté sur véhicule pour être utilisé sur le site du puits, ou que les données peuvent être transmises, par communication téléphonique ou par tout autre technique, à un calculateur situé à une certaine distance.Si les-données sont enregistrées sur bande magnétique, celle-ci peut simplement être transportée là où se trouve le calculateur pour y être traitée. Bien que les mesures devant être utilisées en pratique pour la mise en oeuvre de l'invention soient considérées comme étant obtenues à partir d'un dispositif unique d'exploration selon la figure 1, on comprendra que ces mesures pourraient être obtenues à partir de plusieurs dispositifs d'exploration déplacés dans le trou de sonde à des moments différents. Dans ce cas, les données provenant de chaque mesure seront enregistrées sur des bandes magnétiques distinctes et toutes les données seront alors fusionnées ou réunies pour être utilisées par le calculateur digital 24. Une telle fusion peut être effectuée de préférence en rassemblant toutes les données sur une bande unique destinée à être traitée par le calculateur.Dans une variante, les données peuvent être traitées en utilisant un calculateur analogique spécifique. Un dispositif d'exploration acoustique permettant d'obtenir une me sure de A t est décrit dans le brevet américain n" 3.231.041. Un dispositif d'exploration permettant d'obtenir une mesure de la densité apparente est décrit dans le brevet américain n" 3.321.625. Un dispositif d'exploration permettant d'obtenir des mesures de résistivité et des mesures du potentiel spontané de la formation terrestre est décrit dans le brevet américain nO 3.053.530. Un exemple d'un dispositif d'exploration permettant d'obtenir une diagraphie de la porosité est donné dans le brevet américain nO 2.769.918. Pour revenir au facteur-de cémentation m, à l'exposant de saturation n et au coefficient a, de nombreux experts en la matière pensent que le coefficient a de l'équation (1) peut etre pris égal à 1 étant donné que le facteur de formation F doit être égal à 1 dans des formations possédant une porosité de 100%. En utilisant ces suppositions, l'équation (1) peut s'écrire F = 1/+ m (5) Ceux qui sont familiers avec cette technique remarqueront aussi que le produit "Swirr (porosité x saturation en eau irréductible) tel qu'obtenu à partir de certaines mesures dans le puits, tend à être constant dans une formation donnée (voir "Using Log-Derived Values of Porosity and Water Saturation" par marris et al, publié dans The Transactions of the SPWIA, 7ème conférence annuelle, 11-14 juin 1967).La valeur de ce produit +.Swirr dépend de plusieurs facteurs ou combinaisons de facteurs, y compris la lithologie de la formation. Une corrélation existant entre la valeur,de. ce produit et la lithologie souterraine est indiquée dans le tableau I. TABIEAU I Classification des roches CLASSE I Calcaire dense, dolomite, certains conglomérats- et quartzites. La matrice est caractérisée comme étant à grain très fin avec une faible porosité de matrice (inférieure à 5%). Le coefficient m est compris entre 2,2 et 2,5. Le produit +.Swirr est égal à environ 0,01. CLASSE II Calcaire crayeux ou tripolitique, ainsi que le grès schisteux ou à grain très fin. La porosité de la matrice est assez élevée et la perméabilité faible. Le coefficient m est généralement considéré comme égal à 2. Le produit +.Swirr est approximative ment égal à 0,1. CLASSE III Marbre, grès, dolomites, à grain fin et grossier, perméabilité assez bonne. La formule généralement utilisée est F = 0,62/+ ' 5. Le produit +.Swirr est approximativement égal à 0,025. Le tableau I est représentatif d'études décrites en détail dans "Classification of Reservoir Rocks and Petrophysical Considerations"J par G.R. Archie, AAPG Bulletin, volume 36, No. 2 (février 1952) et "Logging Trends and Carbonate Rocks" par R.P. Alger, publié dans Mines Magazine, octobre 1957. Bien que ce tableau fournisse certaines indications utiles sur la classification des roches, il n'a pas permis de résoudre le problème réel, étant donné que les classifications de lithologies ne sont pas séparées par des limites exactes et que l'influence d'autres variables, par exemple le degré de cémentation, le manque de compacité ou le type d'hydrocarbure présent font varier la valeur de +.Swirr pour une lithologie particulière. On a trouvé que l'on obtient des conditions permettant de déterminer Swirr de la façon la plus précise, en utilisant le produit ±Sw dans des formations qui possèdent une saturation en eau irréductible, sont raisonnablement homogènes, contiennent un type d'hydrocarbure constant, présentent principalement une porosité intergranulaire, et contiennent initialement de l'eau. Des écarts par rapport à ces conditions font apparaître des imprécisions dans cette détermination ; ces imprécisions sont principalement liées aux variations de Swirr qui, en pratique, est la saturation à laquelle un réservoir fournit des hydrocarbures sans eau. Naturellement, la saturation en eau n'est vraiment irréductible que lorsque l'eau qui demeure ne peut pas être évacuée soit parce qu'elle est liée à la surface des grains, soit parce qu'elle est retenue par la tension superficielle au point de contact des grains. Physiquement, ce volume d'eau irréductible dépend des propriétés de la roche (géométrie des pores1 type de roche, degré de cémentation, dimensions des grains), de la tension interfaciale entre les hydrocarbures et l'eau, de la mouillabilité de la roche et de la pression capillaire. Les valeurs de ces derniers paramètres ne sont généralement pas connues par l'analyste de diagraphies. Cependant, la densité de la matrice, la densité de l'hydrocarbure et le type de roche qui sont liés à ces paramètres inconnus sont disponibles. Après un grand nombre d'expériences et de recherches, on a déterminé que pour la condition de saturation en eau irréductible, les équations (2) et (5) peuvent être combinées de la façon suivante R w (P 5wirr n = R (6) Rtirr Etant donné que le produit +.Swirr tend à être constant, on remarquera que le rapport Rw/Rtirr peut aussi être constant et que iron peut supposer que m et n sont égaux. Le tableau II représente un certain nombre de mesures réelles en laboratoire effectuées sur différentes formations possédant différentes lithologies et les valeurs moyennes de m et n déterminées pour ces formations. TABLEAU II Valeur moyenne Valeur moyenne Formation Lithologie de m de n Réservoir 1 Grès 1,9 1,8 Réservoir 2 Grès 1,9 1,6 Réservoir 3 Grès 1,8 2,1 Réservoir 4 Grès 1,7 1,9 Réservoir 5 Grès 1,8 1J8 Réservoir 6 Grès consolidé 1,95 2,1 Grès non consolidé 1,6 2,1 Réservoir 7 Grès dur 1,8 1,7 Réservoir 8 Calcaire 2,0 1,6 Réservoir 9 Calcaire 2,0 2,8 Réservoir 10 Grès 2,0 2ss5 Réservoir 11 Craie 2,0 1,5 Réservoir 12 Grès 1,9 1,3 Réservoir 13 Calcaire et 2,0 3,8 Dolomite Réservoir 14 Grès 1,6 1,6 Réservoir 15 Calcaire 1,9 1,8 Réservoir 16 Grès 1,8 1,9 Réservoir 17 Grès 1,75 1,3 Réservoir 18 Grès 1,8 1,8 Réservoir 19 Grès 2,0 1,9 Réservoir 20 Calcaire 1,9 2s0 Réservoir 21 Grès 1,8 1,9 Réservoir 22 Grès 1,8 2,0 Réservoir 23 Calcaire 1,9 1,7 Réservoir 24 Grès 1,7 2,0 Réservoir 25 Grès 1,6 1,6 Réservoir 26 Grès 2,0 1,6 Réservoir 27 Grès 1,55-1,94 1,73-2,22 Réservoir 28 Grès 1,71 1,66 Réservoir 29 Grès 1,82 1,47-1,52 Réservoir 30 Grès 1,80-1,87 1,64-1,69 Réservoir 31 Grès 2,01 1,66 Réservoir 32 Grès 1,89 1,49 Réservoir 33 Calcaire 1,94-202 2s04-2,08 Réservoir 34 Calcaire 1,77 1,15 Réservoir 35 Grès 1,52 1,28 Bien qu'il existe des cas distincts dans le tableau de la figure 2 pour lesquels m et n ont des valeurs différentes, dans la plupart des cas ils ont presque la même valeur.Par conséquent, étant donné que les mesures où m et n sont approximativement égaux sont représentatives du cas le plus typique, m et n sont supposés être égaux et sont désignés ci-après par un nouveau paramètre w (c'est-à-dire que m = n = w), De ce fait, l'équation (6) peut s'écrire R (#Swirr)w = Rw (7) Rtirr En extrayant w de cette équation, il vient log (Rw/Rtirr) (8) log (#Swirr) Cependant, pour l'analyse de diagraphies, l'équation (8) n'est pas pratique étant donné que pour déterminer w la valeur Swirr doit être connue à l'avance. Pour surmonter cette difficulté, on a établi la relation suivante liant w aux paramètres déjà disponibles pour l'analyse de diagraphies w = 3,75 - 4 > + [log (Rw/Rtirr) + 2,23 2 2 (9) Lorsque l'on représente graphiquement l'équation (9), c'est-à-dire w en fonction de RJRt pour des valeurs constantes de + , on voit que w a une valeur minimale lorsque Rw/Rt est approximativement égal à 0,006, et augmente de part et d'autre de cette valeur. On a trouvé en outre que la valeur minimale de w correspond aux formations du type de la classe III dans le tableau I et caractérise les meilleurs réservoirs producteurs de pétrole et de gaz.En se référant au tableau I, une augmentation de w lorsque Rw/Rt décroît est représentative d'une augmentation de la cémentation, ou dans le cas extrême d'une modification d'une lithologie du type de la classe I. Une augmentation de w lorsque Rw/Rt crott est principalement représentative d'une augmentation du volume d'eau irréductible qui est normalement associée à une diminution de la dimension des grains. Ceci est aussi associé à un passage de la lithologie initiale de classe III à une lithologie de classe Il. L'équation (9) est basée sur la supposition que le réservoir contient uniquement du pétrole, c'est-à-dire pas de gaz. Cependant, on rencontre naturellement des réservoirs qui contiennent en fait d'autres hydrocarbures, tels que des gaz. On sait que Swirr varie avec le type d'hydrocarbures existant dans la formation, et que par conséquent Rtirr varie. Pour permettre un calcul uniforme de w qui tienne compte du type d'hydrocarbures existant dans la formation, il est nécessaire d'ajuster la valeur R t de l'équation (9). Ceci permet un calcul uniforme de w qui est indépendant du type d'hydrocarbures. Les résultats actuels indiquent qu'un réglage en fonction de la densité des hydrocarbures permet d'obtenir un résultat admissible avec des conditions de pression et de température normales du réservoir.La valeur ajustée de Rt est donnée par Rtadj/Rtlog = 0,077 + 1,55 ph - 0,627 Ph (lo) Outre la nécessité de corriger les effets des hydrocarbures légers tels que des gaz, on remarquera que toutes les formations ne sont pas dans un état où la quantité d'eau est irréductible et que les résultats doivent être corrigés dans le cas où la quantité d'eau n'est pas irréductible.Un procédé pour déterminer si une formation possède une saturation irréductible se résume de la façon suivante a) déterminer les valeurs moyenne et minimale de Rw/Rt dans le réservoir en utilisant des valeurs de diagraphie (typiquement des échantillons tous les 15 cm environ, dont les caractéristiques sont enregistrées sur bande magnétique); b) déterminer à partir du tableau III ci-après, la valeur du multiplicateur correspondant à (RRt)min. Ce multiplicateur indique la gamme des valeurs de Rw/Rt tolérées si le réservoir doit être considéré à saturation irréductible ;; TABLEAU III (RVRt)min Multiplicateur (Rw/Rt)min Multiplicateur > 0,03 1,1 0,003 à 0,007 3,0 0,02 à 0,03 1,3 0,001 à 0,003 3,5 0,012 à 0,02 1,75 0,0001 à 0,001 4,0 o,OO7 d 0,012 2,5 O;OOOl 6,0 c) multiplier (Rw/Rt)min par ledit multiplicateur pour trouver (RRt)max;; d) déterminer si la valeur moyenne (R i Rt)moy. de R,,/R est inférieure ou égale à la valeur maximale de Rw/Rt soit (Rw/Rt)moy.# (R/Rt) max. Si cela est le cas, la zone est considérée comme se trouvant dans un état de saturation irréductible. On remarquera cependant que si le réservoir est hétérogène, il se peut que le test ne réussisse pas et que malgré tout la saturation soit irréductible. Par conséquent, une connaissance des conditions du réservoir est utile pour déterminer cette possibilité. Si une formation ne possède pas une saturation irréductible, la valeur supposée de Rt déterminée à partir de la diagraphie est inférieure à la valeur de Rtirr et, par conséquent, la valeur de w calculée à partir de l'équation (9) est fausse. Pour corriger cette possibilité, on a établi la relation suivante entre la densité de la matrice pure ( Pgcn) > la classification de la lithologie représentée dans le tableau I et Rtirr 10-6 (Rw/Rtirr) = (+ S )w = --------- (iî) gcn G étant un coefficient correspondant à la classification de la matrice et l'indice cn indiquant qu'il s'agit d'une formation pure. Une valeur de 0,1 pour G correspond à la plupart des formations de classe III (voir tableau I) ; cependant, dans les formations de classe II, une valeur de G de 0,1 ou moins peut être nécessaire. De même, dans des formations de classe I, une valeur de G supérieure à 0,1 peut être nécessaire.Cette relation est représentée dans la figure 2 dans laquelle les courbes 1, 2 et 3 sont représentatives de valeurs de G respectivement égales à 2,5, 1,0 et 0,1. Lorsque la formation n'est pas à une saturation irréductible, la valeur corrigée de (R iRt)cn obtenue à partir de l'équation (11) pour une for- mation pure est utilisée à la place de Rw/Rt dans l'équation (9) pour déterminer w. La valeur de G devant être utilisée dans l'équation (11) peut être déterminée à partir de réservoirs similaires qui présentent une saturation en eau irréductible. Cependant, si aucune formation ne présente une saturation en eau irréductible, ou ne présente des caractéristiques lithologiques similaires, il est alors nécessaire de connaetre la classification générale de la matrice (voir tableau I) pour obtenir une valeur admissible de G au moyen de la figure 2. D'autres complications surgissent lorsque la formation contient du schiste argileux et dans ce cas la correction de R t est aussi nécessaire. Une technique similaire à celle utilisée dans les formations pures est utilisée avec une phase supplémentaire, nécessaire pour corriger les résultats de l'équa- tion (11) en tenant compte de la présence de schiste. Ceci est réalisé au moyen de l'équation suivante L'équation (12) est dérivée de l'équation modifiée de la saturation en eau de sable schisteux est la porosité de la partie sableuse de la formation (espace occupé par les pores divisé par le volume total de la matrice de sable et de l'espace occupé par les pores) et Vsh est la teneur en schiste argileux de la formation tandis que Rsh est la résistivité du schiste argileux.La détermination de valeurs précises de Vsh peut "etre obtenue en utilisant les techniques décrites et expliquées dans l'article de Poupon et al mentionné ci-dessus. Sw est calculé en utilisant la méthode itérative suivante Comme première hypothèse, l'équation (12) est mise sous la forme quadratique suivante et cette équation quadratique est résolue pour S avec #w A = (20) Rw(l-Vsh)w-l sh/Rsh (21) C - -l/Rt (22) comme facteurs quadratiques.On a trouvé que cette solution fournit des valeurs raisonnablement précises pour Sw si V est inférieur à 50%. Cependant, pour obtenir des valeurs plus précises de 5w dans toutes les conditions de teneur en schiste argileux dans la formation, la valeur de Sw est calculée de façon plus précise en utilisant un procédé itératif. A cette fin, une nouvelle valeur de Sw est calculée en utilisant l'expression suivante dans laquelle A, B et C proviennent des équations (20) - (22) et Swl est une valeur de 5w précédemment calculée, soit en utilisant l'équation (19) comme première valeur calculée, soit ensuite en utilisant l'équation (23).Si lavaleur de Sol t la valeur de Sw calculée en-utilisant l'équation (23) diffèrent de moins de 0,005, la valeur initiale de Sw (soit Swl) est utilisée. Si cela n'est pas le cas, la nouvelle valeur de Sw calculée en utilisant l'équation (23) est utilisée pour calculer une autre valeur de Sw en utilisant l'équation (23). Ceci continue jusqu'à ce que les deux valeurs de 5w diffèrent de moins de 0,005. On remarquera qu'en utilisant la nouvelle variable w qui dépend de la~lithologie, on peut obtenir une nouvelle relation pour déterminer la perméabilité de la formation. En remplaçant les deux exposants m et n par w dans 1 équation (3), la perméabilité peut être calculée suivant l'équation Des tests indiquent que la corrélation effectuée avec des perméabilités connues de carottes est généralement bonne ; mais les valeurs de perméabilité calculées en utilisant équation (14) sont empreintes d'imprécisions. Après d'autres examens et analyses, on a trouvé que la relation fournit les résultats les plus précis. En combinant l'équation (6) et l'équa- tion (15), 5wirr peut être éliminé et on obtient l'équation suivante Bien que les équations (15) et (16) fournissent des valeurs qui ont une corrélation importante avec les perméabilités obtenues par l'analyse de carottes, les valeurs absolues des valeurs calculées de K varient, en particulier entre des formations contenant du pétrole ét des gaz, indiquant qu'un ajustement pour le type d'hydrocarbures est nécessaire.Des études des valeurs de G nécessaires dans l'équation (15), de façon à obtenir une correspondance entre les valeurs de perméabilité obtenues à partir d'une analyse de carottes et celles obtenues-.à-partir des diagraphies, font aboutir à la relation suivante C = 23 + 465 Ph - 188 ph2 (17) La combinaison des équations (17) et (16) donne l'équation suivante pour la perméabilité C' (0,077 + 1,552 #h - 0,629 #h) R1/2 = (18) 4 W (R i Rtirr) - dans laquelle C' est une valeur constante égale à 300. Cette équation fournit des résultats relativement précis dans une large gamme de lithologies tant que les conditions de base concernant la saturation irréductible et la structure granulaire sont remplies.Si la formation ne possède pas une saturation en eau irréductible, des ajustements appropriés doivent être-effectués sur les valeurs graphiques en utilisant les équations (11) et (12) comme décrit cidessus, étant donné que la valeur ajustée de RRt est utilisée dans l'équation (18). Ainsi, une détermination relativement précise de la perméabilité est possible en cas de saturation non irréductible si une valeur appropriée de G a été sélectionnée pour correspondre au type de roches et à la formation. Une autre difficulté provient de la détermination de la perméabilité dans des zones présentant une porosité non granulaire, par exemple en cas de fractures ou de fissures. Ceci est un problème plus difficile étant donné que les formations présentent de nombreuses similitudes sur les diagraphies, et les fractures présentent souvent une perméabilité élevée alors que les formations fissurées ne présentent souvent pas une perméabilité élevée. L'identification de ces conditions est nécessaire avant d'établir une relation de perméabilité. Le meilleur moyen est de comparer Swirr et SxO pour détecter des indications d'hydrocarbures déplacés. Cette information est alors utilisée pour juger si des fractures ou des fissures quelconques contribuent au déplacement de fluide. La meilleure solution pour identifier ces réservoirs consiste à déterminer deux valeurs de perméabilité, l'une en utilisant + total' autre en utilisant e Ces valeurs encadrent alors la gamme des valeurs de K à attendre dans une formation. Pour résumer le processus de calcul, les paramètres R. , P h et G sont déterminés pour une zone d'intérêt d'une formation qui peut s'étendre sur toute la longueur du trou de sondage. Ces paramètres sont obtenus en utilisant des techniques bien connues des analystes de diagraphies. A partir des valeurs de Rt pour ladite zone de la formation qui sont déterminées à partir de mesures de diagraphie du puits, on détermine respectivement les valeurs moyenne et minimale de RYRt soit (R gRt)moy. et(R$Rt?min. La valeur de(Rw/Rt)min est multipliée par un facteur déterminé à partir du tableau III pour obtenir (Rw/Rt)max. Pour, chaque niveau de profondeur, des valeurs de Rt, Vsh et Pgcn sont déterminées à partir de données de forage et de techniques classiques d'interprétation de diagraphies. Si Ph est inférieur à 1,0, la valeur de R t est tout d'abord ajustée en utilisant l'équation (10). Puis on calcule w en utilisant l'équation (9). On détermine ensuite si la zone de la formation présente une saturation en eau réductible en comparant (Rw/Rt)moy. et (Rw/Rt)max. Si la formation ne présente pas une saturation en eau réductible, c'est-à-dire si (Rw/Rt)moy. n'est pas inférieur ou égal à (R iRt)max, on utilise l'équation (11) pour calculer ( Swirr) et (Rw/Rt) à partir desquels est calculé fSwirr. Si la formation contient du schiste argileux, c'est-à-dire Vsh supérieur à 0,o%, R ZRti doit être corrigé en utilisant l'équation (12) et la valeur de 5wirr calculée ci-dessus, w est alors recalculé en utilisant l'équation (9) et la valeur de R i Rtirr et S est calculée en utilisant les équations w (13) et (19) - (23). Si la formation ne contient pas de schiste argileux, w est recalculé en utilisant l'équation (9) et la valeur de Rw/Rtirr calculée ci-dessus, et Sw est calculée en utilisant l'équation (7). Pour revenir au fait de savoir si la formation possède une saturation en eau irréductible ou si (R i Rt)moy est égal ou inférieur à (Rw/Rt)max, ce qui indique que la formation est à une saturation irréductible, on détermine ensuite si la formation est schisteuse. Si cela est le cas, Sw est calculé en utilisant les équations (13) et (19) - (23), sinon Sw est calculé en utilisant l'équation (7). La valeur de la perméabilité K peut maintenant être calculée en utilisant l'équation (18) avec les valeurs correctes de w. Si la formation est à une saturation en eau irréductible, la valeur de Rtirr est la valeur de R t obtenue à partir des mesures de diagraphies, si la formation n a pas une saturation en eau irréductible, la valeur corrigée de Rw/Rtirr provenant de l'équation (11) (ou de l'équation (13) si la formation est schisteuse) est utilisée dans l'équation (18). Le calcul qui vient d'etre résumé peut être effectué en utilisant un calculateur universel programmé de façon appropriée, ou un calculateur analogique spécial. Les figures 4A et 4B représentent un organigramme représentant un programme de calculateur permettant la mise en oeuvre de l'invention sur un calculateur digital. Le programme est exécuté en deux phases ou séquences. Dans la première séquence, la zone de la formation intéressée est analysée pour obtenir des paramètres qui peuvent être utilisés pour déterminer si la formation possède ou non une saturation irréductible. Durant la seconde séquence, les paramètres de la formation sont analysés et la valeur de la perméabilité de la formation à différents niveaux de profondeur est déterminée. En se référant à la figure 3, la première phase est démarrée par le bloc 30 et les valeurs Rw et Rt pour toute la zone de la formation sont lues (bloc 32). Les valeurs moyenne et minimale de Rw/Rt sont alors déterminées (bloc 34), après quoi l'élément de décision 36 détermine si (RRt)min est supérieur à 0,03. Si cela est le cas (réponse OUI), la valeur de (Rw/Rt)max égale à l,l(RRt)min est calculée (bloc 38). Si la réponse est NON, l'élément de décision 40 détermine si (Rw/Rt)min est compris entre 0,02 et 0,03. Si la réponse est OUI, (RVRt)max est calculé comme étant égal à l,3(RRt)min (bloc 42). Si la réponse de l'élément de décision 40 est NON, l'élément de décision 44 détermine si (Rw/Rt )min est compris entre 0,012 et 0,02.Si la réponse est OUI, (Rw/Rt)max est calculé comme égal à 1,75(Rw/Rt)min floc 46). I1 est évident que le but de cette partie de programme est de déterminer dans quelle gamme de valeurs se trouve (Rw/Rt )min, et une fois que cette gamme est déterminée, on multiplie (Rw/Rt)min par un facteur approprié qui est déterminé à partir du tableau III, pour trouver (Rw/Rt)max. Par conséquent, pour ne pas surcharger, les phases intermédiaires ne sont pas décrites et sont représentées en pointillés dans la figure 3. Dans la phase finale, si l'élément de décision 48 détermine que (RVRt)min est inférieur à 0,0001, (Rw/Rt)max est calculé comme étant égal à 6,0(Rw/Rt)min (bloc 50). Comme représenté par le bloc 52, les valeurs moyenne et maximale de (Rw/Rt) sont imprimées, et la séquence se termine (bloc 54). En se référant aux figures 4A et 4B, la seconde séquence de données est introduite par le bloc 60. Les paramètres d'entrée Rw, #h et Rsh pour la zone de la formation sont lus en meme temps que les valeurs de (Rw/Rt)moy et (Rw/Rt)max déterminées dans la séquence 1, et la valeur de G déterminée à partir des caractéristiques lithologiques connues de la formation, suivant le tableau I, comme représenté par le bloc 62. Ensuite, un niveau de données R t' , Vsh et Pgcn est lu (bloc 64). Si #h est inférieur à 1,0, ce-qui est déterminé par l'élément de décision 66, la valeur de R t est ajustée en utilisant l'équation (10) (bloc 70). Dans chaque cas, w est calculé en utilisant l'équation (9), comme représenté par le bloc 72. la programme détermine ensuite si la formation se trouve à une saturation en eau irréductible. Ceci est le rôle de l'élément de décision 74. On a trouvé que si (Rw/Rt)moy est égal ou inférieur à (Rw/Rt)max, la formation se trouve à une saturation en eau irréductible et la valeur de R t est égale à celle de Rtirr, la valeur de w calculée dans le bloc 72 étant précise. Par conséquent, si la réponse de l'élément de décision est OuI, aucune correction pour la saturation n'est nécessaire et le programme effectue ensuite un test pour déterminer si la teneur en schiste de la formation doit être prise en compte. A cette fin, l'élément de décision 76 demande si la formation contient du schiste argileux, c'est-à-dire si Vsh est supérieur à 0,0%.Si la réponse est OUI, Sw est calculé en utilisant les équations (13) et (19) - (23) (bloc 78), alors que si la réponse est NCN, 5w est calculé en utilisant l'équation (7) (bloc 80). Dans ce cas, Swirr dans l'équation (7) est représentatif de la valeur de Pour revenir à ltélément de décision 74, si la formation ne possède pas une saturation en eau irréductible (réponse NON), ( Swirr) et R r tirr sont calculés à partir de l'équation (11) et fSwirr est aussi déterminé (bloc 82). On détermine de nouveau si la teneur en schiste de la formation doit être prise en compte.L'élément de décision 84 demande si Vsh est supérieur à 0,0% et si cela est le cas (réponse WI) R S t est corrigé (bloc 86) en utilisant l'équation (12) et la valeur de (#Swirr)w . Rw/Rtirr calculée dans le bloc 82. L'équation (9) est ensuite utilisée pour calculer w (bloc 88) et 5w est calculé en utilisant les équations (13) et (19) - (23) (bloc 90). S'il n > y a pas de schiste dans la formation (réponse NON de l'élément de décision 84), w est calculé (bloc 92) en utilisant l'équation (9) et Rw/Rtirr provenant du bloc 82, et Sw est calculé en utilisant l'équation (7) (bloc 94). Ensuite, le bloc 96 est introduit par l'intermédiaire des blocs 94, 78 et 80 et la valeur de la perméabilité K est calculée en utilisant l'équation (18) et les valeurs calculées de w et R /Rti Si on ne se trouve pas au dernier niveau de profondeur (réponse NON de l'élément de décision 98), le niveau de profondeur est augmenté (bloc 100) et le programme revient au bloc 64 pour l'analyse du niveau de profondeur suivant. Lorsque tous les niveaux de profondeur qui ont de I'intét ont été analysés (réponse OUI de l'élément de décision 98), les valeurs de w, K et Sw sont imprimées (bloc 102) et si un enregistrement est nécessaire (réponse OUI de l'élément de décision 104), un enregistrement continu des valeurs est réalisé en fonction de la profondeur (bloc 106) après quoi le programme se termine (bloc 108). On comprendra naturellement que la formation peut être divisée en un certain nombre d'intervalles, auquel cas (RJRt)moy et(Ri Rtimax sont déterminés pour chaque intervalle et utilisés avec les valeurs de données afférentes à l'intervalle concerné, pour déterminer w, K et Sw. REVENDICATIONS 1. Procédé de traitement automatique des données de diagraphie d'un puits, caractérisé par le fait qu'il consiste - à produire plusieurs mesures de diagraphie d'un puits représentati ves de différentes caractéristiques des formations terrestres traversées, - à combiner lesdites mesures pour obtenir des paramètres liés à la résistivité de l'eau, à la résistivité et la porosité de la formation, - et à combiner ces paramètres pour obtenir un paramètre de sortie fonction de la porosité de la formation et du rapport de la résistivité de l'eau à la résistivité de la formation. 2. Procédé suivant la revendication 1, caractérisé par le fait que ledit paramètre de sortie est fonction de log(RJR,), R étant la résistivité de l'eau fossile et R t étant la résistivité de la formation. 3. Procédé suivant la revendication 2, caractérisé par le fait que le para mètre de sortie est lié à log(Ri Rt) par la relation [log(Rw/Rt) + 2,2] W D 3,75 - + 2 dans laquelle w est le paramètre de sortie, et est la porosité de la formation. 4. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé par le fait qu'il consiste, en outre, à combiner ledit paramètre de sortie avec lesdits paramètres fonctions de la résistivité de l'eau, de la résis tivité de la formation et de la porosité de la formation pour obtenir un paramètre de la formation qui est fonction de la saturation en eau de la formation. 5. Procédé suivant la revendication 4, caractérisé par le fait que le paramè tre w de la formation est lié à la saturation en eau S par la relation log(R vRt) w log(# Sw) étant la porosité de la formation, Rt la résistivité de la formation, et Rw la résistivité de l'eau. 6. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé par le fait qu'il consiste en outre - à déterminer la densité d'hydrocarbures de la formation, - à comparer la densité d'hydrocarbures de la formation à une valeur présélectionnée de densité d'hydrocarbures, - et à corriger le paramètre fonction de la résistivité de la forma tion si la densité d'hydrocarbures n'est pas approximativement égale à la valeur présélectionnée. 7. Procédé suivant la revendication 6, caractérisé par le fait que la valeur ajustée Rtadj du paramètre fonction de la résistivité de la formation R t est donnée par Rtadj/Rt = 0,077 + 1,55 p,- o,627 Ph Ph étant la densité d'hydroearbures de la formation. 8. Procédé suivant l'une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisé par le fait qu'il consiste en outre - à déterminer un paramètre fonction de la densité d'hydrocarbures de la formation, - et à combiner le paramètre de sortie aux paramètres fonctions de la densité d'hydrocarbures, de la résistivité de l'eau et de la résistivité de la formation pour obtenir un paramètre fonction de la perméabilité de la formation. 9. Procédé suivant la revendication 8, caractérisé par le fait que la perméa bilité K de la formation est obtenue à l'aide de la relation suivante où C est le paramètre fonction de la densité d'hydrocarbures Ph de la formation, w est le paramètre de sortie, est la porosité de la formation, R est la résistivité de l'eau, et w R t est la résistivité de la formation.