Brevet FR2935177A1 — publié le 20100226

La présente invention concerne un domaine technique de l'industrie pétrolière : la caractérisation de réservoir pétrolier par modélisation géologique. Plus particulièrement, l'invention concerne une méthode de calage d'historique (� history matching �), par modification graduelle d'une image représentative du réservoir pétrolier, de façon à respecter des données sismiques et des données dynamiques, telles que la production d'huile, la production d'eau, le ratio gaz/huile (GOR), la proportion d'eau de production (� water cut �) et les impédances sismiques, etc. L'optimisation et l'exploitation des gisements pétroliers reposent sur une description aussi précise que possible de la structure et des propriétés pétrophysiques du gisement étudié. Pour ce faire, les spécialistes utilisent un outil qui permet de rendre compte de ces deux aspects de façon approchée : le modèle géologique. Un modèle géologique a donc pour vocation de rendre compte, au mieux, de la structure et des propriétés pétrophysiques d'un gisement. Le modèle géologique est constitué de différents éléments : un maillage qui constitue l'ossature du gisement et qui doit être représentatif de la structure, et des cartes(ou images) tri ou bidimensionnelles de propriétés pétrophysiques associées à ce maillage et qui doivent être représentatives du comportement statique ou dynamique du gisement. Dans l'industrie pétrolière, il est très important de caractériser les réservoirs en utilisant les données dynamiques comme les données de production ou les données de sismique 4D. Pour construire une carte des hétérogénéités de réservoirs, on utilise souvent des méthodes géostatistiques. Dans ce contexte, les cartes sont appelées � réalisations géostatistiques �. Elles sont générées de façon aléatoire, et ne permettent généralement pas de caler les données de production et/ou de sismique. Pour contraindre ces cartes (réalisations) par les données mesurées, il est nécessaire de les paramétrer pour pouvoir ensuite appliquer une méthode d'optimisation, de façon à minimiser un critère de calage, représentant les écarts entre résultats de simulation et mesures. Paramétrer une image, ou réalisation dans le contexte des méthodes géostatistiques, signifie définir un paramètre dont la modification permet d'obtenir une nouvelle image. Un paramètre est donc généralement associé à une méthode de construction ou de déformation d'image, basée sur ce paramètre. État de la technique Quelques méthodes ont été proposées pour paramétrer des réalisations géostatistiques. La méthode de déformation graduelle présentée par Roggero, F. et Hu, L.Y.: "Gradual deformation of continuous geostatistical models for history matching", paper SPE-49004, Proc. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, 1998, introduit un paramètre, qui permet de combiner deux réalisations géostatistiques, pour générer une nouvelle réalisation, qui varie d'une réalisation existante à l'autre, tout en gardant la cohérence géostatistique. Cette méthode est une approche globale, qui ne prend pas en compte les variations de fonction objectif dans des régions locales. Pour améliorer cette approche, la méthode de déformation graduelle locale présentée par Hu, L.Y.: "Graduai deformation and iterative calibration of Gaussianrelated stochastic models", Mathematical Geology, Vol.32, No.1, 2000, permet de combiner deux réalisations géostatistiques dans des régions locales prédéfinies. Les régions sont délimitées par des mailles stratigraphiques. Les domaines géométriques de ces régions locales ne changent pas au cours d'un processus d'optimisation. Une autre méthode pour prendre en compte les impacts locaux, nommée "patchwork", est proposée par COSTA REIS, L.: "Intégration des données dynamiques dans un modèle géostatistique de réservoir", thèse de doctorat, Université Paris 6, 2001. Selon cette approche, plusieurs réalisations sont générées. Puis, à l'aide de simulateur de réservoir, on simule des données dynamiques. Une nouvelle réalisation est ensuite générée en combinant des réalisations existantes sur les mailles stratigraphiques, selon les valeurs de fonction objectif dans des régions locales. Mais l'absence de paramétrisation de cette approche ne permet pas d'appliquer une méthode d'optimisation pour faciliter le calage historique.30 Ainsi, l'objet de l'invention est une méthode alternative pour construire ou modifier localement l'image d'un réservoir pétrolier, de façon à ce que cette image soit cohérente avec des données dynamiques mesurées sur le terrain. La méthode se base sur une paramétrisation locale d'images de réservoir issues de modélisations géostatistiques, tout en prenant en compte des critères de calage pour des régions locales (puits et/ou région sismique). La méthode selon l'invention L'invention concerne une méthode pour construire une image d'un réservoir pétrolier, à partir de données dynamiques mesurées au sein dudit réservoir. Elle comporte les étapes suivantes : a- on génère au moins deux réalisations indépendantes dudit réservoir à partir d'au moins deux bruits blancs gaussiens ; b- on définit au moins une région au sein dudit réservoir, et on définit un paramètre permettant de modifier ladite région ; c- on génère une nouvelle réalisation dudit réservoir, à partir d'une combinaison linéaire desdits bruits blancs gaussiens, dont les coefficients de combinaison linéaire dépendent dudit paramètre permettant de modifier la région ; d- on calcule une fonction objectif locale mesurant au sein de ladite région, une différence entre des données dynamiques simulées à partir de ladite nouvelle réalisation et lesdites données dynamiques mesurées ; et e- on construit ladite image du réservoir en modifiant ledit paramètre de façon à minimiser ladite fonction objectif locale, et en réitérant à l'étape c). Selon l'invention, le paramètre peut permettre de modifier la taille et la forme de la région. La région peut être de type radial, le paramètre étant alors le rayon de cette région. La région peut également être de type elliptique. Selon un mode de réalisation, on définit plusieurs régions au sein du réservoir, et on définit alors pour chaque région un paramètre permettant de modifier les régions ; et a- on génère une nouvelle réalisation du réservoir, à partir d'une combinaison linéaire des bruits blancs gaussiens, dont les coefficients de combinaison linéaire dépendent des paramètres définis pour chaque région ; b- on calcule pour chaque région une fonction objectif locale mesurant au sein de chacune d'elles, une différence entre des données dynamiques simulées à partir de la nouvelle réalisation et les données dynamiques mesurées ; et c- on construit l'image du réservoir en modifiant au moins un des paramètres de façon à minimiser la somme des fonctions objectif locales, et en réitérant à l'étape a). Selon ce mode de réalisation, au moins une des régions peut être de type radial et/ou de type elliptique. Selon l'invention, la combinaison linéaire de bruits blancs Gaussiens peut s'écrire de la façon suivante : NR B0(X)=EaiBi(X) i=1 Avec : X : une maille discrétisant le réservoir ; Bo : un bruit blanc gaussien issu de la combinaison linéaire et permettant de générer la nouvelle réalisation ; B; : un bruit blanc gaussien permettant de générer une des réalisations indépendantes ; NR : nombre de bruits blancs gaussiens à combiner ; a; : coefficient de la combinaison linéaire, définis par : vol(X n Ri) NR E volt (X n Ri ) .i=1 ai = avec : vol(V) : le volume d'un domaine V, défini à partir du paramètre permettant de modifier la région R ; R;, Ri : une région. Enfin, selon l'invention, une région peut correspondre à une zone autours d'un puits foré à travers le réservoir, à une zone entre deux puits forés à travers le réservoir, ou encore, à une zone ayant des caractéristiques homogènes identifiées sur des données sismiques. D'autres caractéristiques et avantages de la méthode selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. Présentation succincte des figures - La Figure 1 montre un réservoir décomposé en deux régions R1 et R2 de forme quelconque. - La Figure 2 montre le changement de tailles d'une région radiale en fonction du rayon (paramètre) 2. - La Figure 3 illustre la variation des réalisations géostatistiques en fonction de la taille de domaine radial (paramètre 2). - La Figure 4 montre des domaines elliptiques changeant de tailles et de forme en fonction du paramètre 2. - La Figure 5 illustre la variation des réalisations géostatistiques en fonction des paramètres qui définissent les domaines. - La Figure 6 représente la perméabilité K au sein d'une couche géologique d'un réservoir pétrolier. - La Figure 7 montre les perméabilités K de deux réalisations indépendantes Z1 (gauche) et Z2 (droite) au sein de la couche géologique de la figure 6. - La Figure 8 présente des variation de fonctions objectifs global et locales en fonction du paramètre 24., dans le cas d'une région radiale. - La Figure 9 présente des variation de fonctions objectifs global et locales en fonction du paramètre 23 pour 24 = 13 fixé, dans le cas d'une région radiale. - La Figure 10 montre les perméabilités des réalisations avant le calage Z2 (gauche) et après le calage ZR(2,13) (droite) dans la même couche que la figure 6. Les deux cercles correspondent aux régions paramétrisées. - La Figure 11 présente des variation de fonctions objectifs global et locales en fonction du paramètre 24., dans le cas d'une région elliptique. - La Figure 12 présente des variation de fonctions objectifs global et locales en fonction du paramètre 23 pour 24 = 13 fixé, dans le cas d'une région elliptique. - La Figure 13 montre les perméabilités des réalisations avant le calage Z2 (gauche) et après le calage ZE(3.38, 3) (droite) dans la couche 3. Les deux ellipses correspondent aux régions paramétrisées. - Les figures 14A à 14E représentent les courbes de production et d'injection avant (Z2) et après (ZE(3.38, 3)) le calage. - Les Figures 15A à 15D représentent les courbes de water-cut aux producteurs avant (Z2) et après (ZE(3.38, 3)) le calage. Description détaillée de la méthode L'invention est décrite dans le cadre du calage d'historique. Elle comporte principalement quatre étapes 1. Génération d'au moins deux images du réservoir 2. Définitions de régions au sein des images et paramétrisation de ces régions 3 Définition d'une fonction objectif 4. Optimisation des images du réservoir 1. Génération d'au moins deux images du réservoir Les images des hétérogénéités du réservoir sont générées sur un maillage stratigraphique par des méthodes géostatistiques. Une de ces méthodes géostatistiques consiste à générer d'abord un bruit blanc Gaussien sur un maillage stratigraphique, puis transformer le bruit blanc en une réalisation géostatistique, en prenant en compte la structure géologique. Une telle méthode est décrite par exemple dans M. Leravalec, Bb. Noetinger et L. Hu "The FFT moving average (FFT-MA) generator: an efficient tool for generating and conditioning Gaussian simulations", Mathematical Geology, Vol.32, No.6, 2000. Soient B un bruit blanc Gaussien généré sur le maillage stratigraphique, H la transformation du bruit blanc en une réalisation géostatistique, et Z la réalisation géostatistique. On note alors leur relation par la formule suivante : Z = H(B) Ces images représentent une carte de propriétés physiques du réservoir : perméabilité, porosité, ... 2. Définitions de régions au sein des images et paramétrisation de ces régions On définit au sein de ces images des régions de géométries quelconques, qui ne sont pas délimitées par des mailles. Il peut s'agir par exemple, en deux dimensions, de zones circulaires centrées sur les puits traversant le réservoir. Il peut également s'agir de différentes zones ayant des caractéristiques homogènes identifiées sur des données sismiques. Ces régions sont alors paramétrisées, c'est-à-dire que l'on définit un paramètre permettant de modifier la forme de ces régions. Selon l'invention, cette paramétrisation permet de faire varier les tailles et les formes des régions dans le processus d'optimisation. Cette approche permet de minimiser de façon plus efficace la fonction objectif pour le calage historique, et ainsi de mieux caractériser le réservoir en utilisant les données mesurées. Il y a plusieurs méthodes pour introduire des paramètres de façon à changer continuellement les tailles et les formes des domaines. On illustre la technique de paramétrisation des régions à partir d'exemples en deux dimensions, en particulier pour deux types de régions : radiale et elliptique. La méthode de paramétrisation est facilement généralisée aux cas généraux. Région radiale Une région de type radial est particulièrement intéressante pour le calage sur des données de puits. Le bords d'un domaine radial CÂ autour du point (xo, yo) peut s'écrire par l'équation : (xùxo)2 +(yùyo)2 = ~i2 où 2 est un paramètre correspondant au rayon du domaine. Un changement de la valeur 2 a pour conséquence une variation de la taille du domaine (figure 2). Pour 2 = 0, le domaine est réduit à un point. Région elliptique L'utilisation d'une région elliptique est intéressante pour le calage entre un puits injecteur et un puits producteur, ou pour un puits dans un milieu anisotrope. Si le puits injecteur se trouve au point (xi, y') et le puits producteur au point (x2, y2), le bord d'une région elliptique entre ces deux points E2 peut être décrit par (figure 4): ÿ(xùx1)' +(yùyl)2 +,i(xùx2)2 +(yùy2)2 =~,2 +.\I(x1 ùx2)2 +(yi ùy2)2 où À est un paramètre. Pour 2 = 0, le domaine est réduit à une ligne liant les deux points (xi, y,) et (x2, y2). La figure 4 montre des domaines elliptiques changeant de tailles et de forme en fonction du paramètre X. Associée à la définition de ce paramètre X, on propose une technique pour construire une nouvelle réalisation, dite � réalisation mixte � à partir de deux réalisations connues sur des domaines quelconques. Soient Zl et Z2 deux réalisations géostatistiques (images du réservoir), qui sont générées à partir de bruits blancs Gaussiens BI et B2 sur le réservoir R, c'est à dire, ZI = H(BI) et Z2 = H(B2 ) Si le réservoir R est décomposé en deux parties R/ et R2 de géométrie quelconque, avec RI u R2 = R (figure 1), alors, on construit un nouveau bruit blanc Gaussien Bo en mélangeant spatialement les bruits BI et B2. Dans le contexte pétrolier, la réalisation géostatistique et le bruit blanc Gaussien sont générés sur un maillage stratigraphique. On peut construire le nouveau bruit blanc Gaussien Bo sur une maille X au moyen de la relation suivante : Bo(X) = a1B1(X)+a2B2(X) vol(X n Ri ) où : ai = (i = 1, 2) avec vol(V) représentant le ~vol2(X nRI)+vol2(X nR2) volume d'un domaine V. Les coefficients satisfont ai + a2 = 1. Le volume V est directement lié au paramètre X, permettant de changer continuellement les tailles et les formes des régions. Cette combinaison linéaire garantit que la distribution de Bo vérifie une distribution normale standard. On peut donc considérer que Bo est un bruit blanc Gaussien sur le maillage stratigraphique. On note formellement ce nouveau bruit blanc Gaussien par : Bo =B1(R1)+B2(R2) On peut alors construire une nouvelle réalisation par : Zo = H(Bo ) Cette réalisation est une réalisation mixte en combinant BI et B2 sur les domaines RI et R2 de géométries quelconques. On note formellement la nouvelle réalisation géostatistique par : Zo =Z1(R1)+Z2(R2) Ainsi, en utilisant la paramétrisation des régions : Région radiale Soient ZI et Z2 deux réalisations géostatistiques du réservoir R, R2=R-C2 le complément de CÀ dans R, alors, la réalisation mixte Z(2) = Zl (R,) + Z2 (C2) varie en fonction de 2. En particulier, on a Z(0) = Z1. Nous pouvons donc générer des nouvelles réalisations géostatistiques en déformant continuellement les domaines autour d'un point dans l'espace, comme l'illustre la figure 3. Région elliptique Soit RÀ,=R-EÂ, le complément de E2 dans R, alors, la réalisation mixte Z(2) = Zl (R2) + Z2 (E2) varie en fonction de 2. Encore, on a Z(0) = Z l . On peut généraliser la construction de la réalisation mixte à partir de plusieurs réalisations connues sur des domaines quelconques. NR Soient R; (i = 1, ..., NR) une décomposition de R avec R = U Ri , Zj Û = 1, ..., i=1 NG), les NG réalisations géostatistiques indépendantes, qui sont générées avec les bruits blancs Gaussiens Bj ( = 1, ..., NG), alors, sur une maille X, on construit un nouveau bruit blanc Gaussien Bo au moyen de la relation suivante : NR B0 (X) = E ai BJ(i) (X ) i=1 où J(i), un entier entre 1 et NG, correspond au numéro du bruit blanc sur le domaine i, vol(X nRi) ai = NR Evol2(X nRi) j=1 avec NR a? =1. i=1 On construit donc une réalisation mixte par : Z0 = H(B0 ) On note symboliquement cette formule par : NR B0 = 1,6'4) (Ri ) i=1 et la nouvelle réalisation géostatistique par : NR Z0 = I Z J(i) (Ri ) i=1 Les domaines Ri peuvent être paramétrés. Si le domaine Ri est paramétré au moyen du paramètre 2i (2i peut être un scalaire ou un vecteur), on note Râ. ce domaine NR ainsi paramétré. La réalisation Z(21 2NR) _ Z J(i) (R,2i) varie graduellement en i=1 fonction de paramètres 21, • • •, 2NR • 3 Définition d'une fonction objectif A partir des images de réservoir, qui représentent par exemple les perméabilités au sein du réservoir, on réalise des simulations d'écoulements. Une fonction objectif est alors utilisée pour calculer les écarts entre ces données simulées et des données 10 mesurées. L'objectif est de sélectionner la meilleure réalisation géostatistique qui minimise la fonction objectif. On définit une fonction objectif globale F qui peut être décomposée sous la forme suivante : N F=EFi i=1 15 où Fi ? 0 est une fonction objectif locale, qui estime la qualité de simulation pour un ou plusieurs puits ou des attributs sismiques dans une région i. Ces fonctions objectifs locales permettent de quantifier l'impact d'une réalisation dans une région du réservoir R. 20 4. Optimisation des images du réservoir L'objectif est de sélectionner la meilleure réalisation géostatistique qui minimise la fonction objectif F. Cependant, si Z1 et Z2 sont deux réalisations géostatistiques ayant pour fonction objectif global F(Z2) Fi (Z1) . Sans perte de généralité, on suppose 25 Fi (Z2) > Fi (Z1) pour i = 1, ..., N2 (N2 La fonction objectif globale, qui mesure les écarts entre les données simulées et les données mesurées, est définie de la façon suivante: F= _( CO 1 Nprod 1 o,i,k oi,k 2 Ntime Qobs _ Qstm , ) + 2 i=1 o iNtime k=1 (Io�) 1 Ntime FW.obs _FWsim ( t,k t,k )2 + Ntime k=1 afw(t) i=l Nprod Ninj 1 Ntime Qobs Qsim (8) k w,i,k )2 ) ww, i l i=1 Ntime k=1 6w (1) où Nprod est le nombre de puits producteurs, Niä.; est le nombre d'injecteurs, Ntime est le nombre de points mesurés, 6 est l'intervalle de confiance, 6o est l'intervalle de confiance pour le débit d'huile, a,, est l'intervalle de confiance pour le débit d'eau, et fit. est l'intervalle de confiance pour le water-cut, w est le poids, wo est le poids pour le débit d'huile, w, est le poids pour le débit d'eau, wf,,,, est le poids pour le water-cut, Qo est le débit d'huile aux producteurs, Q,,. est le débit d'eau à l'injecteur, FW est le water-cut, l'exposant obs signifie observation, l'exposant sim signifie simulation. Dans l'exemple considéré, on a, Nprod = 4, Ni,y=1, N111rie = 30, car on prend une mesure tous les 100 jours jusqu'à 3000 jours, 60=20, 6ä,=50, 6fi,, = 0.05, wo = 1, cou, = 1, tex.=1. Cette fonction objectif est décomposée en cinq fonctions objectifs locales, liées aux quatre producteurs et au puits injecteur : 5 F = > Fi i=1 avec Nome obs sim F W obs _ FW stm F1 = 1 1 ~~Qo,l,k ùQo,1,k )2 +( o,l,k o,l,k )2) 2 Ntime k=1 6o~t) 6f,(t) 1 1 Ntime Qobs _ Qsim F.Wobs _ F.Wstm F2 = - (( ~'2'k °'2'k )2 +( °'2'k o,2'k )2 2 Ntime k=1 0-o (i) 6 fw(i) 1 1 Ntime Qobs _ Qsim FWobs _ FWstm F ù 1 (( o3,k o,3,k )2 +( o,3,k o,3,k )2 ) 3 2 Ntime k=1 0-o (t) 6 fw (i) Ntime obs scm FW obs _ FW stm F4 _ 1 1 ~~Qo,4,k Qo,4,k )2 +~ o,4,k o,4,k )2) 2 Ntime k=1 6o(t) 6fw(i) Nome obs stm 1 1 y k ) (QW,k -Qw,2 F5 2 Ntime k=1 6w(1) Pour réaliser le calage d'historique, deux réalisations géostatistiques indépendantes Z/ et Z2 sont d'abord générées. La figure 7 montre les perméabilités de ces deux réalisations dans la même couche géologique que la figure 6. Les valeurs de la fonction objectif globale et des fonctions objectifs locales sont présentées dans le tableau suivant: Fonction Objectif F FI F2 F3 F4 F5 Réalisation Zl 367.4 102.3 61.5 22.6 44.5 136.5 Réalisation Z2 229.1 37.0 18.4 48.5 123.9 1.3 La fonction objectif globale de la réalisation Z2 est plus petite que celle de la 10 réalisation ZI. Mais, pour les composants F3 et F4, la réalisation ZI est meilleure. 1). Paramétrisation avec une région radiale On définit une région radiale R23 avec rayon 23 autour du puits PROD3 et une région radiale RÂ4 avec rayon 24 autour du puits PROD4. On note Rc = R ù (R23 u R24) la région complémentaire de R~3 et R24 dans le réservoir. On 15 construit une réalisation mixte ZR(23,24), fonction de 23 et 24, de la façon suivante: ZR(23, 24) = Z2(Rc) + ZI(R,13) + ZI(R24) La fonction objectif F varie en fonction de 23 et 24. Pour 23 = 24 = 0, la réalisation mixte devient Z2, donc, on retrouve la fonction objectif globale de Z2. 20 La figure 8 présente la variation, en fonction de 24, de la fonction objectif F (représentée par la courbe "Total") et des fonctions objectifs locales ("Prodl" pour la fonction FI, "Prod2" pour la fonction F2, "Prod3" pour la fonction F3, "Prod4" pour la fonction F4, "Inj" pour la fonction F5). Un changement du paramètre 24 réduit significativement la fonction objectif globale. La valeur minimum (F = 124.3) est obtenue autour de 24 = 13. La figure 9 présente la variation de la fonction objectif F (représentée par la courbe "Total") et les fonctions locales ("Prodl" pour la fonction F1, "Prod2" pour la fonction F2, "Prod3" pour la fonction F3, "Prod4" pour la fonction F4, "Inj" pour la fonction F5) en fonction du paramètre 23 pour 24 = 13 fixé. La fonction objectif globale peut être encore réduite, en particulier pour 23 = 2 (F = 105.7). Les réalisations avant le calage (Z2) et après le calage (ZR(2, 13)) sur la couche géologique, sont présentées sur la figure 10. Les régions définies et paramétrisées sont entourées par des cercles. En utilisant une technique d'optimisation numérique, on détermine automatiquement la valeur minimum de la fonction objectif en faisant une recherche en deux dimensions. 2). Paramétrisation avec une région elliptique On définit une région du type elliptique E,13 entre le puits producteur PROD3 et le puits injecteur avec un paramètre 23, et une région du type elliptique Ea4 entre le producteur PROD4 et l'injecteur avec paramètre 24. On note E, = R ù EÀ3 u EÀ4 la région complémentaire de E~3 et E24 dans le réservoir, et on construit la réalisation mixte Z(23,24) de la façon suivante : ZE(23, •î4) = Z2(Ec) + Z1(E,13) + Z1(E24) A nouveau, pour 23 = 24 = 0, la réalisation mixte devient Z2, et on retrouve la fonction objectif de Z2. La Figure 11 présente la variation de la fonction objectif F (représentée par la courbe "Total") et les fonction locales ("Prodl" pour la fonction F1, "Prod2" pour la fonction F2, "Prod3" pour la fonction F3, "Prod4" pour la fonction F4, "Inj" pour la fonction F5) en fonction du paramètre 24. La variation de F en fonction de 24 est présentée sur la figure 11. La meilleure valeur (F = 99.4) est obtenue autour de 24 = 3. En fixant 24 = 3, la variation de F en fonction de 23 est illustrée sur la figure 12. Cette figure présente la variation de la fonction objectif F (représentée par la courbe "Total") et les fonction locales ("Prodl" pour la fonction FI, "Prod2" pour la fonction F "Prod3" 2, pour la fonction F3, "Prod4" pour la fonction F4, "Inj" pour la fonction F5) en fonction du paramètre 23 pour 24 = 3 fixé. La valeur minimum (F = 92.7) est trouvée pour 23 = 3.38. Les réalisations avant (Z2) et après (ZE(3.38, 3)) le calage sur la couche géologique sont présentées en figure 13. Les régions définies et paramétrisées sont entourées par des ellipses. Les valeurs de la fonction objectif globale et ses fonctions locales avant le calage (Z2) et après le calage (ZE(3.38, 3)) sont présentées dans le tableau suivant: Fonction Objectif F FI F2 F3 F4 F5 Réalisation Z2 229.1 37.0 18.4 48.5 123.9 1.3 Réalisation ZE(3.38,3) 92.7 9.0 19.4 48.1 10.8 5.3 Les courbes de production et d'injection avant (Z2) et après (ZE(3.38, 3)) le calage sont présentées sur les figures 14A à 14E : La Figure 14A est le débit d'huile du producteur PROD1. L'axe X est le temps 15 avec l'unité en jour. L'axe Y est le débit avec l'unité m3/jour. La courbe R est le débit réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 14B est le débit d'huile du producteur PROD2. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le débit avec l'unité m3/jour. La courbe R est le débit réel. 20 La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 14C est le débit d'huile du producteur PROD3. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le débit avec l'unité m3/jour. La courbe R est le débit réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la 25 simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 14D est le débit d'huile du producteur PROD4. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le débit avec l'unité m3/jour. La courbe R est le débit réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 14E est le débit d'huile de l'injecteur INJ. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le débit avec l'unité m3/jour. La courbe R est le débit réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). Les courbes de water-cut aux producteurs sont illustrées dans les Figures 15A à 15D : - La Figure 15A montre le water-cut du puits producteur PROD1. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le water-cut (sans unité). La courbe R est le water-cut réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 15B montre le water-cut du puits producteur PROD2. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le water-cut (sans unité). La courbe R est le water-cut réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 15C montre le water-cut du puits producteur PROD3. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le water-cut (sans unité). La courbe R est le water-cut réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). - La Figure 15D montre le water-cut du puits producteur PROD4. L'axe X est le temps avec l'unité en jour. L'axe Y est le water-cut (sans unité). La courbe R est le water-cut réel. La courbe Cl est la simulation avant le calage avec la réalisation Z2, et la courbe C2 est la simulation après le calage avec la réalisation ZE(3.38, 3). Selon cette paramétrisation, on change les réalisations autour des régions E)J et E24, qui contiennent une zone autour de l'injecteur. Le changement de la réalisation autour de l'injecteur a aussi un impact sur d'autres puits producteurs, surtout sur le puits producteur PROD1. Dans la réalisation optimale (ZE(3.38, 3)), les fonctions locales FI et F4 sont nettement améliorées. Les composantes F2 et F3 sont quasiment stables (amélioration du calage pour le débit d'huile, mais dégradation du calage pour le watercut). La fonction locale F5 n'est pas beaucoup changée, car les valeurs de cette fonction sont faibles. Globalement, les améliorations sont significatives. REVENDICATIONS1. Méthode pour construire une image d'un réservoir pétrolier, à partir de données dynamiques mesurées au sein dudit réservoir, caractérisé en ce que : a- on génère au moins deux réalisations indépendantes dudit réservoir à partir d'au moins deux bruits blancs gaussiens ; b- on définit au moins une région au sein dudit réservoir, et on définit un paramètre permettant de modifier ladite région ; c- on génère une nouvelle réalisation dudit réservoir, à partir d'une combinaison linéaire desdits bruits blancs gaussiens, dont les coefficients de combinaison linéaire dépendent dudit paramètre permettant de modifier la région ; d- on calcule une fonction objectif locale mesurant au sein de ladite région, une différence entre des données dynamiques simulées à partir de ladite nouvelle réalisation et lesdites données dynamiques mesurées ; et e- on construit ladite image du réservoir en modifiant ledit paramètre de façon à minimiser ladite fonction objectif locale, et en réitérant à l'étape c). 2. Méthode selon la revendication 1, dans laquelle ledit paramètre permet de modifier la taille et la forme de ladite région. 3. Méthode selon l'une des revendications 1 et 2, dans laquelle ladite région est de type radial, et ledit paramètre est le rayon de ladite région. 4. Méthode selon l'une des revendications 1 et 2, dans laquelle ladite région est de type elliptique. 5. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on définit plusieurs régions au sein dudit réservoir, et on définit pour chaque région un paramètre permettant de modifier lesdites régions ; et a- on génère une nouvelle réalisation dudit réservoir, à partir d'une combinaison linéaire desdits bruits blancs gaussiens, dont les coefficients de combinaison linéaire dépendent desdits paramètres définis pour chaque région ;b- on calcule pour chaque région une fonction objectif locale mesurant au sein de chacune d'elles, une différence entre des données dynamiques simulées à partir de ladite nouvelle réalisation et lesdites données dynamiques mesurées ; et c- on construit ladite image du réservoir en modifiant au moins un desdits paramètres de façon à minimiser la somme desdites fonctions objectif locales, et en réitérant à l'étape a). 6. Méthode selon la revendication 5, dans laquelle au moins une des régions est de type radial. 7. Méthode selon l'une des revendications 5 et 6, dans laquelle au moins une des régions est de type elliptique. 8. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle ladite combinaison linéaire de bruits blancs Gaussiens s'écrit : NR B0(X)=aiBi(X) i=1 Avec : X : une maille discrétisant le dit réservoir ; Bo un bruit blanc gaussien issu de ladite combinaison linéaire et permettant de générer ladite nouvelle réalisation ; B; un bruit blanc gaussien permettant de générer une desdites réalisations indépendantes ; NR nombre de bruits blancs gaussiens à combiner ; a; coefficient de la combinaison linéaire, définis par : vol(X n Ri ) NR 1vol2(XnRi) j=1 avec : vol(V) : le volume d'un domaine V, défini à partir dudit paramètre permettant de modifier ladite région R ; ai =R;, Ri : une région. 6. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle une région correspond à une zone autours d'un puits foré à travers ledit réservoir. 7. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle une région 5 correspond à une zone entre deux puits forés à travers ledit réservoir. 8. Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle une région correspond à une zone ayant des caractéristiques homogènes identifiées sur des données sismiques.