Brevet FR3027944A1 — publié le 20160506

Arrière-plan [0001] Une modélisation et une simulation de réservoir sont couramment utilisées dans l'industrie du pétrole et du gaz pour modéliser la structure et/ou les propriétés d'une formation souterraine, par exemple, du type contenant des hydrocarbures extractibles. Une modélisation et une simulation de réservoir peuvent être utilisées pendant différentes phases d'exploration et de production, comprenant, par exemple, une tentative pour prédire l'endroit, la quantité et/ou la valeur d'hydrocarbures extractibles, afin de planifier le développement de puits pour extraire des hydrocarbures de façon économiquement performante à partir de la formation souterraine, et de guider une production future et/ou en cours ainsi que des décisions de développement. [0002] Une modélisation et une simulation de réservoir peuvent constituer un défi en raison du fait que des techniques de collecte de données telles que des relevés sismiques et des diagraphies de puits peuvent fournir une image incomplète de la structure et d'autres propriétés d'une formation souterraine, en particulier lorsqu'une formation souterraine est fortement faillée et/ou présente une autre structure complexe. Par conséquent, en dépit de la sophistication croissante des techniques de modélisation informatique, on se fie encore à une interprétation manuelle des données collectées par du personnel spécialisé dans de nombreuses circonstances pour générer des informations structurelles qui représentent la structure des couches géologiques qui s'étendent à travers une formation souterraine. Par exemple, la détermination de la position de couches géologiques à l'intérieur d'une formation souterraine implique généralement une interprétation manuelle de données de relevé sismique et/ou de données de diagraphie de puits pour identifier des modèles communs dans les données à différents endroits dans la formation souterraine qui indiquent qu'une couche géologique donnée est distribuée à travers la formation souterraine. Dans plusieurs modèles informatiques, les couches géologiques sont représentées par les surfaces entre des couches géologiques contiguës, qui sont appelées d'une manière générale des horizons, [0003] Une corrélation de puits, par exemple, est un procédé par lequel des diagraphies de puits collectées le long des longueurs de multiple trous de forage sont analysées pour essayer d'identifier l'endroit où chaque trou de forage coupe le même horizon. L'intersection d'un trou de forage avec un horizon est couramment appelée un sommet de puits, et lorsque des sommets de puits qui correspondent au même horizon sont trouvés dans de multiples trous de forage, l'endroit et la trajectoire d'une couche géologique à travers une formation souterraine peuvent être mieux représentés dans un modèle informatique, par exemple, en affinant la position de la couche géologique ainsi prédite à partir d'un relevé sismique pour correspondre aux positions des sommets de puits. [0004] On a cependant constaté qu'une corrélation de puits peut être longue et difficile, en particulier lorsqu'une formation souterraine est fortement faillée et/ou lorsque des puits suivent des chemins de puits complexes. Dans plusieurs cas, des grilles de réservoir tridimensionnelles peuvent être reconstituées de façon répétée lorsqu'une analyse supplémentaire est exécutée et que des informations supplémentaires sont ajoutées par un utilisateur, conduisant à une durée allongée du procédé de constitution et d'affinage total d'un modèle informatique de la formation souterraine. [0005] Par conséquent, il existe toujours dans la technique un besoin d'un 20 système amélioré pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine, par exemple, dans le but de constituer ou d'affiner un modèle informatique d'une formation souterraine. Résumé [0006] Les modes de réalisation divulgués ici divulguent un procédé, un 25 appareil et un produit de programme qui utilisent une fonction implicite stratigraphique, par exemple, telle qu'utilisée en connexion avec une modélisation basée sur le volume, pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine. [0007_] En particulier, des modes de réalisation cbhérents avec l'invention peuvent générer des informations structurelles pour une formation souterraine en déterminant un endroit dans un volume concerné dans la formation souterraine à partir de données de formation souterraine associées à la formation souterraine, en accédant à un modèle numérique présentant une fonction implicite stratigraphique variant de façon monotone définie à l'intérieur du volume concerné pour déterminer une valeur de la fonction implicite stratigraphique qui correspond à l'endroit déterminé, et en générant au moins un élément structurel pour la formation souterraine à partir de la fonction implicite stratigraphique du modèle numérique sur la base d'une distribution spatiale de la valeur déterminée à l'intérieur du volume concerné. [0008] Ces avantages et ces caractéristiques, ainsi que d'autres, qui caractérisent l'invention, sont exposés dans les revendications annexées à ceci et forment une partie supplémentaire de ceci. Toutefois, pour une meilleure compréhension de l'invention, et des avantages et des objectifs atteints en l'utilisant, il convient de se référer aux dessins ainsi qu'à la description associée, qui décrivent des modes de réalisation illustratifs de l'invention. Ce résumé est uniquement fourni pour présenter une sélection de concepts qui sont décrits en détail ci-dessous dans la description détaillée, et n'est pas destiné à identifier des caractéristiques clés ou essentielles de l'objet revendiqué, ni n'est destiné à être utilisé comme aide pour limiter la portée de l'objet revendiqué. Brève description des dessins [0009] La Figure 1 est un schéma fonctionnel d'un exemple d'environnement matériel et logiciel pour un système de traitement de données selon la mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0010] Les Figures 2A à 2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ pétrolifère présentant des formations 'souterraines contenant des réservoirs selon des mises en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0011] La Figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe transversale d'un champ pétrolifère présentant une pluralité d'outils d'acquisition de données positionnés à différents endroits le long du champ pétrolifère pour collecter des données à partir des formations souterraines selon des mises en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0012] La Figure 4 illustre un système de production pour exécuter une ou plusieurs opération(s) de champ pétrolifère selon des mises en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0013] La Figure 5 illustre des composants d'un exemple de cadre structurel de modélisation basée sur le volume, comprenant des interprétations entrées de failles et d'horizons, une grille tétraèdre et un âge stratigraphique relatif représenté par une palette de couleurs périodiques. [0014] La Figure 6 est un organigramme qui illustre un exemple de flux d'opérations pour corréler des puits selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0015] La Figure 7 est un organigramme qui illustre un autre exemple de flux d'opérations pour corréler des puits selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0016] La Figure 8 illustre exemple d'une opération d'extraction de sommet de puits exécutée sur une représentation graphique d'une première et deuxième pistes de puits. [0017] La Figure 9 est un organigramme qui illustre exemple d'une séquence 20 d'opérations pour extraire de façon interactive des sommets de puits selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. [0018] La Figure 10 est un organigramme qui illustre exemple d'une séquence d'opérations pour interpréter de façon interactive des données sismiques selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. 25 [0019] La Figure 11 est un organigramme qui illustre exemple d'une séquence d'opérations pour intégrer des données rares selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. Description détaillée [0020] Les modes de réalisation décrits ici divulguent un procédé, un appareil et un produit de programme qui génèrent des informations structurelles pour une formation souterraine sur la base d'une fonction implicite stratigraphique d'un cadre 5 structurel de modélisation basée sur le volume de la formation souterraine. [0021] En particulier, dans plusieurs modes de réalisation de l'invention, des informations structurelles, représentées d'une manière générale par un ou plusieurs élément(s) structurel(s) tel(s) que des sommets de puits, des horizons, des objets d'interprétation d'horizon, des attributs sismiques de couches géologique, des failles, 10 etc., peuvent être générées pour une formation souterraine, par exemple, une région géographique de la Terre. Une formation souterraine peut comprendre, par exemple, un réservoir terrestre ou maritime contenant des hydrocarbures extractibles, et aux fins de la divulgation, un volume concerné peut se référer à tout volume dans une région géographique de la Terre. 15 [0022] Une fonction implicite stratigraphique peut être considérée comme étant une fonction variant de façon monotone qui est basée sur l'âge stratigraphique dans la formation souterraine, et à partir de laquelle une valeur représentative de l'âge stratigraphique (par exemple, un âge géologique relatif ou une épaisseur stratigraphique relative à une référence) peut être déterminée sur la base d'une position 20 tridimensionnelle dans la formation souterraine, par exemple, représentée par des coordonnées cartésiennes ou autres (par exemple, (x, y, d), où x et y sont des coordonnées géographiques et d est une profondeur sous une profondeur de référence telle que la surface ou le niveau de la mer). Par exemple, une valeur représentative de l'âge stratigraphique peut être un attribut scalaire tel qu'un attribut d'âge géologique 25 relatif (AGR) dans plusieurs modes de réalisation de l'invention. Une fonction implicite stratigraphique varie de façon monotone dans la mesure où elle augmente ou diminue de façon monotone au moins d'un horizon le plus ancien à un horizon le plus récent dans un volume concerné. Comme l'appréciera l'homme du métier bénéficiant de la présente divulgation, une seule valeur de la fonction implicite stratigraphique peut 30 définir une surface d'horizon conforme à travers un volume concerné, et en raison des failles et autres discontinuités géologiques (par exemple des discordances angulaires résultant de processus d'érosion ou d'une absence de dépôt), une telle surface peut être discontinue à travers ces discontinuités géologiques. En outre, dans plusieurs modes de réalisation (par exemple, où il n'y a aucun repli ou faille significatif), à l'intérieur de chaque séquence conforme un attribut de fonction implicite stratigraphique peut être proportionnel à la distance signalée, ou à une distance cumulée à une surface de référence, ou à un rapport entre une épaisseur stratigraphique qui sépare deux surfaces contiguës et une épaisseur stratigraphique à une des surfaces. Par conséquent, dans plusieurs modes de réalisation, pour une valeur donnée de la fonction implicite stratigraphique, une distribution spatiale de cette valeur peut exister à travers au moins une partie d'un volume concerné dans une formation souterraine. [0023] Un cadre structurel de modélisation basée sur le volume (VBM) fait référence d'une manière générale à un cadre structurel qui incorpore un modèle numérique d'une formation souterraine qui modélise principalement des volumes (par exemple, des couches géologiques, des blocs faillés, des corps géologiques, etc.) par opposition aux surfaces qui entourent ces volumes, et qui est basée au moins en partie sur une fonction implicite stratigraphique, comme cela est décrit ci-dessus, de telle sorte que la distribution de la fonction implicite stratigraphique soit connue ou puisse être interpolée partout à l'intérieur d'un volume concerné. Dans exemple de cadre structurel VBM, un cadre structurel peut être construit en formant une grille tétraèdre contrainte par des failles connues dans la formation souterraine, en interpolant des valeurs de la fonction implicite sur les noeuds de la grille tétraèdre (par exemple, en utilisant une formulation linéaire des moindres carrés), et en générant ensuite des surfaces qui représentent des horizons modélisés implicitement sur la base d'un algorithme d'iso- surfaçage. La fonction implicite peut dans plusieurs modes de réalisation être une fonction implicite stratigraphique. [0024] Dans plusieurs modes de réalisation cohérents avec l'invention, une représentation graphique de données de formation souterraine associées à la formation souterraine est générée et affichée à un utilisateur, et une entrée de l'utilisateur dirigée sur cette représentation graphique est utilisée pour spécifier un endroit sélectionné relatif à la représentation graphique. Une représentation graphique, à cet égard, est une représentation graphique ou visuelle de données de formation souterraine telles que des diagraphies de puits, des affichages bidimensionnels ou tridimensionnels d'un réservoir ou d'une formation souterraine (par exemple, comprenant des représentations visuelles de chemins de puits d'un ou plusieurs puits existants ou proposés), des traces sismiques, des images sismiques, des cubes sismiques, des horizons sismiques interprétés, des failles et des frontières de corps géologiques (par exemple un sac à sel, un dike, etc.), des sommets de puits interprétés (c'est-à-dire des intersections entre des chemins de puits et des éléments souterrains), des surfaces et des cartes extraites ou interpolées à partir de ces interprétations, ou d'autres types de données qui caractérisent la structure ou d'autres propriétés d'une formation souterraine. [0025] Dans ces modes de réalisation, l'endroit sélectionné relatif à la représentation graphique peut être utilisé pour déterminer un endroit dans un volume concerné dans la formation souterraine, de telle sorte que l'on puisse accéder à un modèle numérique, tel qu'il peut être incorporé dans un cadre structurel VBM, pour déterminer une valeur d'une fonction implicite stratigraphique associée à ce modèle numérique qui correspond à l'endroit déterminé dans le volume concerné. La valeur déterminée peut ensuite être utilisée pour générer au moins un élément structurel pour la formation souterraine, ainsi que pour entraîner l'affichage d'une représentation graphique dudit au moins un élément structurel dans la représentation graphique des données de formation souterraine. Par exemple, dans plusieurs modes de réalisation, entraîner l'affichage de la représentation graphique dudit au moins un élément structurel peut comprendre la modification de la représentation graphique des données de formation souterraine afin d'inclure la représentation graphique d'un élément structurel ou de superposer la représentation graphique d'un élément structurel à la représentation graphique des données de formation souterraine, entre autres techniques. [0026] On appréciera le fait que, dans plusieurs modes de réalisation, entraîner l'affichage d'une représentation graphique peut comprendre la génération de données 30 graphiques réelles qui sont affichées localement sur un écran d'ordinateur couplé à un ordinateur, par exemple, dans le cas d'un système d'ordinateur autonome ou mono-utilisateur. Dans d'autres modes de réalisation, par exemple, dans des modes de réalisation basés sur le web ou de type serveur client, entraîner l'affichage d'une représentation graphique peut comprendre la génération de données et/ou d'instructions qui, lorsqu'elles sont communiquées à un ordinateur différent, entraînent cet ordinateur à générer les données graphiques qui sont finalement affichées sur un écran d'ordinateur couplé à cet ordinateur différent. [0027] Dans d'autres modes de réalisation, la détermination d'un endroit dans un volume concerné peut ne pas être basée sur une entrée de l'utilisateur dirigée sur une représentation graphique, par exemple, dans des cas où des éléments structurels sont générés dans un procédé discontinu, des données structurelles peuvent être sélectionnées de façon automatique en appliquant un filtre sur une combinaison d'attributs tels que le type de données (sommet de puits, interprétation sismique, etc.), l'âge stratigraphique absolu ou relatif, le type géologique (par exemple érosion, faille, horizon conforme, etc.), le nom de la formation géologique, le support de données (chemin de puits, relevé sismique), le sous-volume ou la surface concerné(e) (bloc faillé, couche géologique, région ou volume contigu(é) défini(e) de façon arbitraire, surface ou plan d'intersection arbitraire, etc.), la valeur ou la gamme d'un ou de plusieurs attribut(s) pétrophysique(s) ou géométrique(s) (profondeur, porosité, etc.), ou tels que l'intersection géométrique entre des éléments structurels existants (par exemple un chemin de puits et une surface, un carte et une coupe transversale, etc.), etc. En outre, on appréciera le fait que dans plusieurs modes de réalisation, aucune représentation graphique ne peut être générée pour générer des éléments structurels, et il peut être suffisant que les éléments structurels soient simplement générés pour être utilisés dans une analyse ou une interprétation ultérieure d'une formation souterraine, comme entrée pour le calcul d'attributs géométriques (par exemple la profondeur, l'épaisseur, etc.) ou la construction d'autres éléments structurels, surfaces, cartes, grilles, treillis, etc. Donc, dans plusieurs modes de réalisation, un endroit dans un volume concerné dans une formation souterraine peut être déterminé à partir de données de formation souterraine associées à la formation souterraine, un modèle numérique présentant une fonction implicite stratigraphique variant de façon monotone définie à l'intérieur du volume concerné peut être accédé pour déterminer une valeur de la fonction implicite stratigraphique qui correspond à l'endroit déterminé, et au moins un élément structurel pour la formation souterraine peut être généré à partir de la fonction implicite stratigraphique du modèle numérique sur la base d'une distribution spatiale de la valeur déterminée à l'intérieur du volume concerné. [0028] Dans un mode de réalisation illustratif, les techniques divulguées ici peuvent être utilisées pour générer de façon interactive des sommets de puits pour une pluralité de puits dans une formation souterraine. [0029] Dans un tel mode de réalisation, la représentation graphique de données de formation souterraine peut comprendre une représentation graphique de données de formation souterraine pour chacun d'un premier et d'un deuxième trous de forage formés dans la formation souterraine, l'entrée de l'utilisateur peut comprendre une sélection par l'utilisateur d'un premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage sur la représentation graphique de données de formation souterraine pour le premier trou de forage, l'endroit de l'entrée de l'utilisateur peut comprendre une profondeur le long du premier puits de forage qui correspond à la sélection par l'utilisateur du premier sommet de puits proposé, l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique peut comprendre la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique à la profondeur le long 20 du premier trou de forage, la génération d'au moins un élément structurel peut comprendre la génération, pour le deuxième trou de forage, d'un deuxième sommet de puits proposé qui correspond au premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique, et l'entraînement de l'affichage dudit au moins un élément structurel dans la 25 représentation graphique des données de formation souterraine peut comprendre l'entraînement de l'affichage d'une représentation graphique du deuxième sommet de puits proposé sur la représentation graphique de données de formation souterraine pour le deuxième trou de forage. [0030] Dans plusieurs modes de réalisation, les représentations graphiques de données de formation souterraine pour les premier et deuxième trous de forage peuvent comprendre chacune une piste de puits d'une diagraphie de puits, alors que dans plusieurs modes de réalisation, les représentations graphiques de données de formation souterraine pour les premier et deuxième trous de forage peuvent comprendre chacune un chemin de puits dans une vue tridimensionnelle. [0031] Dans plusieurs modes de réalisation, les données de formation souterraine peuvent comprendre des données de formation souterraine pour chacun des premier et deuxième trous de forage formés dans la formation souterraine, l'endroit dans le volume concerné peut comprendre une profondeur le long du premier puits de forage qui correspond à un premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage, l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique peut comprendre la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique à la profondeur le long du premier trou de forage, et la génération d'au moins un élément structurel peut comprendre la génération, pour le deuxième trou de forage, d'un deuxième sommet de puits proposé qui correspond au premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique. [0032] Des modes de réalisation supplémentaires peuvent également comprendre l'échantillonnage de la fonction implicite stratigraphique le long de chacun d'un premier et d'un deuxième chemins de puits, respectivement, qui correspondent aux premier et deuxième trous de forage, où l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique peut comprendre la détermination de la valeur à partir de la fonction implicite stratigraphique échantillonnée le long du premier chemin de puits, et la génération du deuxième sommet de puits proposé peut comprendre la génération d'un endroit du deuxième sommet de puits proposé à partir de la fonction implicite stratigraphique échantillonnée le long du deuxième chemin de puits. Dans plusieurs modes de réalisation de ce type, l'échantillonnage peut comprendre l'échantillonnage à des profondeurs sensiblement 30 régulières le long des premier et deuxième chemins de puits. Dans d'autres modes de réalisation de ce type, le modèle numérique peut comprendre une grille tétraèdre, et l'échantillonnage peut comprendre l'échantillonnage à des intersections entre les premier et deuxième chemins de puits et les faces de la grille tétraèdre. Dans d'autres modes de réalisation de ce type, l'échantillonnage peut comprendre le prélèvement d'au moins un échantillon à proximité d'une intersection entre les premier ou deuxième chemin de puits et une discontinuité, une faille ou un horizon conforme défini dans le modèle numérique. [0033] Dans plusieurs modes de réalisation, après la génération d'un deuxième sommet de puits proposé sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite 10 stratigraphique, un endroit du deuxième sommet de puits proposé peut être ajusté de façon automatique sur la base d'un premier et d'un deuxième logs pétrophysiques respectivement associés aux premier et deuxième trous de forage. Dans plusieurs modes de réalisation de ce type, l'ajustement automatique de l'endroit du deuxième sommet de puits proposé peut comprendre la perturbation itérative d'un décalage ou un 15 facteur d'étirement/compression et la corrélation des premier et deuxième logs pétrophysiques dans un voisinage des premier et deuxième sommets de puits proposés. [0034] En outre, dans plusieurs modes de réalisation, ledit au moins un élément structurel peut comprendre un carte géologique d'un horizon géologique intermédiaire, 20 et dans plusieurs modes de réalisation, l'horizon géologique intermédiaire n'est pas utilisé pour contraindre le modèle numérique avant qu'il soit généré. [0035] Dans plusieurs modes de réalisation, les données de formation souterraine peuvent comprendre une image sismique, l'endroit dans le volume concerné peut correspondre à un point dans l'image sismique, l'accès au modèle 25 numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique peut comprendre la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique au point dans l'image sismique, et la génération d'au moins un élément structurel peut comprendre la génération d'une surface ou d'une pluralité de points dans l'image sismique sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique. [0036] En outre, dans plusieurs modes de réalisation, la détermination de l'endroit dans le volume concerné peut comprendre la détermination d'une pluralité d'endroits dans le volume concerné, l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique peut comprendre la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique pour chacun de la pluralité d'endroits prédéterminés et la détermination d'un reliquat pour chacun de la pluralité d'endroits prédéterminés à partir de la valeur déterminée pour chacun de la pluralité d'endroits, et la génération d'au moins un élément structurel peut comprendre la génération d'une surface ou d'une pluralité de points sur la base de la valeur déterminée et d'un reliquat déterminé pour chacun de la pluralité d'endroits. Dans plusieurs modes de réalisation, le reliquat à un endroit peut être calculé comme la différence entre la valeur de la fonction implicite à cet endroit et une moyenne (par exemple une moyenne ou une médiane arithmétique, géométrique, harmonique), une valeur représentative (par exemple un minimum, ou un maximum) déterminée à partir de valeurs de la fonction implicite échantillonnée à une pluralité d'endroits, ou comme la différence entre la valeur de la fonction implicite à cet endroit et une valeur sélectionnée de façon arbitraire. Dans plusieurs modes de réalisation, ce reliquat peut être interpolé dans un volume concerné contenant la pluralité d'endroits, et une fonction implicite affinée, actualisée ou corrigée peut être obtenue en additionnant le reliquat interpolé à la fonction implicite originale. Dans plusieurs modes de réalisation, la valeur interpolée du reliquat peut en outre être contrainte à être nulle à une pluralité d'endroits déterminés par des données préalablement modélisées ou interprétées (sommets de puits, horizons sismiques, etc.). Dans plusieurs modes de réalisation, l'interpolation peut être exécutée par des algorithmes déterministes tels que le krigeage, une interpolation linéaire discrète, une distance inverse, etc. Dans d'autres modes de réalisation, l'interpolation du reliquat peut être exécutée en utilisant un algorithme géostatistique stochastique tel qu'une simulation gaussienne séquentielle, une simulation de fonction aléatoire gaussienne, etc., permettant la génération d'une pluralité de cubes résiduels interpolés équiprobables. Dans plusieurs modes de réalisation, cette interpolation peut être discontinue à travers plusieurs des failles et surfaces non conformes. Dans plusieurs modes de réalisation, des éléments structurels peuvent être extraits de la fonction implicite affinée, actualisée ou corrigée et à partir d'une valeur moyenne de la fonction implicite déterminée à partir de la pluralité d'endroits entrés. [0037] Plusieurs modes de réalisation peuvent également comprendre un appareil comprenant au moins une unité de traitement et un code de programme configuré lors de l'exécution par ladite au moins une unité de traitement pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine de n'importe laquelle des manières discutées ici. Plusieurs modes de réalisation peuvent également comprendre un produit de programme comprenant un support lisible par ordinateur et un code de programme stocké sur le support lisible par ordinateur et configuré lors de l'exécution 10 par au moins une unité de traitement pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine de n'importe laquelle des manières discutées ici. [0038] D'autres variantes et modifications apparaîtront clairement à l'homme du métier. Environnement matériel et logiciel 15 [0039] En se référant maintenant aux dessins, dans lequel des repères numériques identiques désignent des parties similaires dans les différentes vues, la Figure 1 illustre un exemple de système de traitement de données 10 dans lequel les différentes technologies et techniques décrites ici peuvent être mises en oeuvre. Le système 10 est illustré comme comprenant un ou plusieurs ordinateur(s) 12, par 20 exemple, des ordinateurs clients, comprenant chacun une unité centrale de traitement (UCT) 14 comprenant au moins un processeur à base de matériel ou un noyau de traitement 16. L'UCT 14 est couplée à une mémoire 18, qui peut représenter des dispositifs de mémoire vive (RAM) comprenant le stockage principal d'un ordinateur 12, ainsi que tous niveaux supplémentaires de mémoire, par exemple, des mémoires 25 caches, des mémoires non volatiles ou des mémoire de sauvegarde (par exemple, des mémoire programmables ou instantanées), des mémoires mortes, etc. En outre, la mémoire 18 peut être considérée comme comprenant une mémoire de stockage qui est physiquement située ailleurs dans un ordinateur 12, par exemple, toute mémoire cache dans un microprocesseur ou un noyau de traitement, ainsi que toute capacité de stockage utilisée comme mémoire virtuelle, par exemple, stockée sur un dispositif de stockage de masse 20 ou sur un autre ordinateur couplé à un ordinateur 12. [0040] Chaque ordinateur 12 reçoit également d'une manière générale un nombre d'entrées et de sorties pour communiquer des informations à l'extérieur. Pour interfacer avec un utilisateur ou un opérateur, un ordinateur 12 comprend essentiellement une interface d'utilisateur 22 qui incorpore un ou plusieurs dispositif(s) d'entrée/de sortie de l'utilisateur, par exemple un clavier, un dispositif de pointage, un écran d'affichage, une imprimante, etc. Autrement, une entrée de l'utilisateur peut être reçue, par exemple, sur une interface réseau 24 couplée à un réseau 26, à partir d'un ou de plusieurs ordinateur(s) externe(s), par exemple, un ou plusieurs serveur(s) 28 ou autre(s) ordinateur(s) 12. Un ordinateur 12 peut également être en communication avec un ou plusieurs dispositif(s) de stockage de masse 20, qui peut (peuvent) être, par exemple, des dispositifs de stockage à disque dur interne, des dispositifs de stockage à disque dur externe, des dispositifs de réseau de stockage, etc. [0041] Un ordinateur 12 fonctionne essentiellement sous le contrôle d'un système d'exploitation 30 et exécute ou se base autrement sur différentes applications de logiciel d'ordinateur, des composants, des programmes, des objets, des modules, des structures de données, etc. Par exemple, un module ou un composant pétrotechnique 32 fonctionnant à l'intérieur d'une plate-forme d'exploration et de production (E&P) 34 peut être utilisé pour accéder, traiter, générer, modifier ou autrement utiliser des données pétro-techniques, par exemple, stockées localement dans une base de données 36 et/ou accessibles à distance à partir d'une plate-forme de collaboration 38. La plate-forme de collaboration 38 peut être mise en oeuvre en utilisant de multiples serveurs 28 dans plusieurs implémentations, et on appréciera le fait que chaque serveur 28 peut incorporer une UCT (unité centrale), une mémoire et d'autres composants matériels similaires à un ordinateur 12. [0042] Dans un mode de réalisation non limitatif, par exemple, une plate-forme E&P 34 peut être mise en oeuvre comme une plate-forme logicielle d'exploration et de production (E&P) PETREL, alors que la plate-forme de collaboration 38 peut être mise en oeuvre comme la plate-forme STUDIO E&P KNOWLEDGE ENVIRONMENT, qui sont toutes les deux disponibles auprès de Schlumberger Ltd. et ses filiales. On appréciera cependant le fait que les techniques discutées ici peuvent être utilisées en connexion avec d'autres plates-formes et environnements, et donc que l'invention n'est pas limitée aux plates-formes et environnements logiciels particuliers discutés ici. [0043] En général, les routines exécutées pour mettre en oeuvre les modes de réalisation divulgués ici, qu'elles soient mises en oeuvre comme une partie d'un système d'exploitation ou comme une application, un composant, un programme, un objet, un module ou une séquence d'instructions spécifique, ou même comme un sous- 10 ensemble de ceux-ci, seront appelées ici "code de programme d'ordinateur" ou simplement "code de programme". Un code de programme contient essentiellement une ou plusieurs instruction(s) qui résident à des moments différents dans différentes mémoires et différents dispositifs de stockage dans un ordinateur, et qui, lorsqu'elles sont lues et exécutées par une ou plusieurs unité(s) de traitement à base matérielle 15 dans un ordinateur (par exemple, des microprocesseurs, des noyaux de traitement ou une autre logique de circuit à base matérielle), entraînent cet ordinateur à exécuter les étapes qui incorporent une fonctionnalité souhaitée. En outre, alors que des modes de réalisation ont été décrits et seront décrits dans la suite dans le contexte d'ordinateurs et de systèmes informatiques fonctionnant pleinement, l'homme du métier appréciera 20 que les différents modes de réalisation peuvent être distribués comme un produit de programme sous une variété de formes, et que l'invention s'applique de manière égale quel que soit le type particulier de supports lisibles par ordinateur utilisés pour exécuter réellement la distribution. [0044] De tels supports lisibles par ordinateur peuvent comprendre des 25 supports de stockage lisibles par ordinateur et des supports de communication. Les supports de stockage lisibles par ordinateur sont par nature non transitoires, et peuvent comprendre des supports volatils et non volatils, et amovibles et non amovibles mis en oeuvre dans tout procédé ou toute technologie de stockage d'informations, tels que des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des modules de 30 programme ou d'autres données. Les supports de stockage lisibles par ordinateur peuvent en outre comprendre une RAM, une ROM, une mémoire morte programmable et effaçable (EPROM), une mémoire morte programmable et effaçable électriquement (EEPROM), une mémoire instantanée ou une autre technologie de mémoire à l'état solide, un CD-ROM, un DVD, ou tout autre stockage optique, des cassettes magnétiques, une bande magnétique, un disque de stockage magnétique ou d'autres dispositifs de stockage magnétiques, ou tout autre support qui peut être utilisé pour stocker les informations souhaitées et auquel l'ordinateur 10 peut accéder. Les supports de communication peuvent comprendre des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données ou d'autres modules de programme. A titre d'exemple, et sans limitation, les supports de communication peuvent comprendre des supports câblés tels qu'un réseau câblé ou une connexion câblée directe, ainsi que des supports sans fil tels que des supports acoustiques, à radiofréquences, infrarouges et autres supports sans fil. Des combinaisons de tous les éléments cités ci-dessus peuvent également être incluses à l'intérieur de la portée des supports lisibles par ordinateur. [0045] Différents codes de programme décrits dans la suite peuvent être identifiés sur la base de l'application à l'intérieur de laquelle ils sont mis en oeuvre dans un mode de réalisation spécifique de l'invention. Toutefois, on appréciera le fait que toute nomenclature de programme particulière qui suit est utilisée uniquement par commodité, et donc l'invention ne devra pas être limitée à une utilisation uniquement dans une application spécifique identifiée et/ou rendue implicite par cette nomenclature. En outre, étant donné le nombre infini de manières avec lesquelles des programmes informatiques peuvent être organisés dans des routines, des procédures, des procédés, des modules, des objets, et analogues, ainsi que les différentes manières avec lesquelles la fonctionnalité de programme peut être attribuée parmi différentes couches logicielles qui résident à l'intérieur d'un ordinateur typique (par exemple, des systèmes d'exploitation, des bibliothèques, des API (interfaces de programmation), des applications, des applets, etc.), on appréciera le fait que l'invention n'est pas limitée à l'organisation et à l'attribution spécifiques de la fonctionnalité de programme décrite ici. [0046] En outre, l'homme du métier bénéficiant de la présente divulgation appréciera le fait que les différentes opérations décrites ici qui peuvent être exécutées par tout code de programme, ou exécutées dans toutes routines, tous flux d'opérations, ou analogue, peuvent être combinées, scindées, réordonnées, omises et/ou additionnées à d'autres techniques connues dans la technique et, par conséquent, l'invention n'est pas limitée aux séquences d'opérations particulières décrites ici. [0047] L'homme du métier reconnaîtra que l'exemple d'environnement illustré dans la Figure 1 n'a pas pour but de limiter l'invention. En effet, l'homme du métier reconnaîtra que d'autres environnements matériels et/ou logiciels alternatifs peuvent être utilisés sans sortir de la portée de l'invention. Opérations de champ pétrolifère [0048] Les Figures 2A à 2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ pétrolifère 100 présentant une formation souterraine 102 contenant un réservoir 104 selon des mises en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. La Figure 2A illustre une opération de relevé qui est exécutée par un outil de relevé, tel qu'un camion sismique 106.1, pour mesurer des propriétés de la formation souterraine. L'opération de relevé est une opération de relevé sismique pour produire des vibrations sonores. Dans la Figure 2A, une vibration sonore de ce type, la vibration sonore 112 générée par une source 110, reproduit les horizons 114 dans une formation terrestre 116. Un ensemble de vibrations sonores est reçu par des capteurs, tels que des récepteurs-géophones 118, situés à la surface de la terre. Les données reçues 120 sont fournies comme données d'entrée à un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1, et en réponse aux données d'entrée, l'ordinateur 122.1 génère une sortie de données sismiques 124. Cette sortie de données sismiques peut être stockée, transmise ou à nouveau traitée si on le souhaite, par exemple, par une réduction des données. [0049] La Figure 2B illustre une opération de forage qui est exécutée par des outils de forage 106.2 suspendus par un appareil de forage 128 et avancés dans des formations souterraines 102 afin de former un puits de forage 136. Un bassin à boue 130 est utilisé pour récolter la boue de forage dans les outils de forage par l'intermédiaire d'une ligne d'écoulement 132 pour faire circuler la boue de forage vers le bas à travers les outils de forage, ensuite vers le haut dans le puits de forage 136 et la renvoyer à la surface. La boue de forage peut être filtrée et renvoyée au bassin à boue. Un système de circulation peut être utilisé pour stocker, commander ou filtrer les écoulements de boue de forage. Les outils de forage sont avancés dans des formations souterraines 102 jusqu'à atteindre le réservoir 104. Chaque puits peut cibler un ou plusieurs réservoir(s). Les outils de forage sont adaptés pour mesurer des propriétés de trou de forage en utilisant des outils de diagraphie pendant le forage. Les outils de diagraphie pendant le forage peuvent également être adaptés pour le prélèvement d'un échantillon de noyau 133, comme cela est montré. [0050] Des installations d'ordinateurs peuvent être positionnées à différents endroits autour du champ pétrolifère 100 (par exemple, l'unité de surface 134) et/ou à des endroits distants. L'unité de surface 134 peut être utilisée pour communiquer avec les outils de forage et/ou des opérations hors site, ainsi qu'avec d'autres capteurs de surface ou de trou de forage. L'unité de surface 134 est capable de communiquer avec les outils de forage pour envoyer des commandes aux outils de forage, et de recevoir des données en provenance de ceux-ci. L'unité de surface 134 peut également collecter des données générées pendant l'opération de forage et produit une sortie de données 135, qui peut ensuite être stockée ou transmise. [0051] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour 20 du champ pétrolifère 100 afin de collecter des données relatives à différentes opérations de champ pétrolifère, comme cela est décrit précédemment. Comme cela est montré, le capteur (S) est positionné dans un ou plusieurs endroit(s) dans les outils de forage et/ou à l'appareil de forage 128 afin de mesurer des paramètres de forage, tels que le poids sur le trépan, le couple sur le trépan, les pressions, les températures, 25 les débits, les compositions, la vitesse de rotation et/ou d'autres paramètres de l'opération de champ. Les capteurs (S) peuvent également être positionnés dans un ou plusieurs endroit(s) dans le système de circulation. [0052] Les outils de forage 106.2 peuvent comprendre un ensemble de trou de fond (BHA) (non montré), référencé d'une manière générale, à proximité du trépan (par exemple, à l'intérieur de plusieurs longueurs de collier de forage à partir du trépan). L'ensemble de trou de fond comprend des capacités pour mesurer, traiter et stocker des informations, ainsi que pour communiquer avec une unité de surface 134. L'ensemble de trou de fond comprend en outre des colliers de forage pour exécuter différentes autres fonctions de mesure. [0053] L'ensemble de trou de fond peut comprendre un sous-ensemble de communication qui communique avec l'unité de surface 134. Le sous-ensemble de communication est adapté pour envoyer des signaux à et recevoir des signaux de la surface en utilisant un canal de communication tel qu'une télémétrie par impulsions dans la boue, une télémétrie électromagnétique, ou des communications par tube de forage câblé. Le sous-ensemble de communication peut comprendre, par exemple, un émetteur qui génère un signal, tel qu'un signal acoustique ou électromagnétique, qui est représentatif des paramètres de forage mesurés. L'homme du métier appréciera le fait qu'une variété de systèmes de télémétrie peuvent être employés, tel qu'un tube de forage câblé, un système électromagnétique ou un autre système de télémétrie connu. [0054] D'une manière générale, le puits de forage est foré selon un plan de forage qui est établi avant le forage. Le plan de forage précise l'équipement, les pressions, les trajectoires et/ou d'autres paramètres qui définissent le procédé de forage pour le site de forage. L'opération de forage peut ensuite être exécutée selon le plan de forage. Toutefois, lorsque des informations sont collectées, l'opération de forage peut devoir dévier du plan de forage. En outre, lorsqu'un forage ou d'autres opérations sont exécutés, les conditions souterraines peuvent changer. Le modèle terrestre peut également nécessiter un ajustement lorsque de nouvelles informations sont collectées. [0055] Les données collectées par les capteurs (S) peuvent être collectées par l'unité de surface 134 et/ou d'autres sources de collecte de données pour effectuer une analyse ou un autre traitement. Les données collectées par les capteurs (S) peuvent être utilisées seules ou en combinaison avec d'autres données. Les données peuvent être collectées dans une ou plusieurs base(s) de données et/ou transmises sur site ou hors site. Les données peuvent être des données historiques, des données en temps réel, ou des combinaisons de celles-ci. Les données en temps réel peuvent être utilisées en temps réel, ou stockées en vue d'un usage ultérieur. Les données peuvent également être combinées avec des données historiques ou d'autres entrées pour une analyse supplémentaire. Les données peuvent être stockées dans des bases de données séparées, ou combinées dans une seule base de données. [0056] L'unité de surface 134 peut comprendre un émetteur-récepteur 137 pour permettre des communications entre l'unité de surface 134 et différentes parties du champ pétrolifère 100 ou d'autres endroits. L'unité de surface 134 peut également être pourvue de ou être connectée de façon fonctionnelle à un ou plusieurs dispositif(s) de commande (non montrés) pour actionner des mécanismes sur le champ pétrolifère 100. L'unité de surface 134 peut ensuite envoyer des signaux de commande au champ pétrolifère 100 en réponse à des données reçues. L'unité de surface 134 peut recevoir des commandes par l'intermédiaire de l'émetteur-récepteur 137 ou peut exécuter elle- même des commandes sur le dispositif de commande. Un processeur peut être prévu pour analyser les données (localement ou à distance), prendre les décisions et/ou actionner le dispositif de commande. De cette manière, le champ pétrolifère 100 peut être ajusté de façon sélective sur la base des données collectées. Cette technique peut être utilisée pour optimiser des parties de l'opération de champ, telles que commander un forage, le poids sur le trépan, les vitesses de pompe ou d'autres paramètres. Ces ajustements peuvent être effectués de façon automatique sur la base d'un protocole informatique, et/ou manuellement par un opérateur. Dans plusieurs cas, des plans de puits peuvent être ajustés pour sélectionner des conditions de fonctionnement optimales, ou pour éviter les problèmes. [0057] La Figure 2C illustre une opération de travail au câble exécutée par un outil de travail au câble 106.3 suspendu par un appareil de forage 128 et dans un puits de forage 136 de la Figure 2B. L'outil de travail au câble 106.3 est adapté pour être déployé dans le puits de forage 136 pour générer des diagraphies de puits, exécuter des tests de trou de forage et/ou collecter des échantillons. L'outil de travail au câble 106.3 peut être utilisé pour fournir un autre procédé et appareil pour exécuter une opération de relevé sismique. L'outil de travail au câble 106.3 peut, par exemple, comprendre une source d'énergie explosive, radioactive, électrique ou acoustique 144 qui envoie et/ou reçoit des signaux électriques aux formations souterraines environnantes 102 et aux fluides dans celles-ci. [0058] L'outil de travail au câble 106.3 peut être connecté de façon opérationnelle, par exemple, à des géophones 118 et à un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1 de la Figure 2A. L'outil de travail au câble 106.3 peut également fournir des données à l'unité de surface 134. L'unité de surface 134 peut collecter les données générées pendant l'opération de travail au câble et peut produire une sortie de données 135 qui peut être stockée ou transmise. L'outil de travail au câble 106.3 peut être positionné à des profondeurs différentes dans le puits de forage 136 afin de fournir un relevé ou d'autres informations relatives à la formation souterraine 102. [0059] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ pétrolifère 100 afin de collecter des données relatives à différentes opérations de champ, comme cela est décrit précédemment. Comme cela est montré, le capteur S est positionné dans l'outil de travail au câble 106.3 afin de mesurer des paramètres de trou de forage qui sont relatifs, par exemple, à la porosité, la perméabilité, la composition du fluide et/ou d'autres paramètres de l'opération de champ. [0060] La Figure 2D illustre une opération de production qui est exécutée par un outil de production 106.4 déployé à partir d'une unité de production ou d'un arbre de Noël 129 et dans un puits de forage terminé 136 pour aspirer un fluide à partir des réservoirs du trou de forage dans des installations de surface 142. Le fluide s'écoule à partir du réservoir 104 à travers des perforations dans la gaine (non montré) et dans l'outil de production 106.4 dans le puits de forage 136 et jusqu'aux installations de surface 142 par l'intermédiaire d'un réseau de collecte 146. [0061] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ pétrolifère 100 afin de collecter des données relatives à différentes opérations de champ, comme cela est décrit précédemment. Comme cela est montré, le capteur (S) peut être positionné dans l'outil de production 106.4 ou dans un équipement associé, tel qu'un arbre de Noël 129, un réseau de collecte 146, une installation de surface 142 et/ou l'installation de production, pour mesurer des paramètres du fluide, tels que la composition du fluide, les débits, les pressions, les températures et/ou d'autres paramètres de l' opération de production. [0062] La production peut également comprendre des puits d'injection pour une récupération accrue. Une ou plusieurs installation(s) de collecte peut (peuvent) être connectée(s) de façon opérationnelle à un ou plusieurs des sites de forage pour collecter de façon sélective des fluides de trou de forage à partir du ou des site(s) de forage. [0063] Bien que les Figures 2B à 2D illustrent des outils utilisés pour mesurer des propriétés d'un champ pétrolifère, on appréciera le fait que les outils peuvent être utilisés en connexion avec des opérations non pétrolifères, telles que des champs de gaz, des mines, des sites aquifères, de stockage ou d'autres installations souterraines. De même, alors que certains outils d'acquisition de données sont décrits, on appréciera le fait que différents outils de mesure capables de détecter des paramètres, tels que le temps de trajet sismique à deux voies, la densité, la résistivité, la vitesse de production, etc., de la formation souterraine et/ou de ses formations géologiques peuvent être utilisés. Différents capteurs (S) peuvent être situés à des positions différentes le long du puits de forage et/ou des outils de surveillance pour collecter et/ou surveiller les données souhaitées. D'autres sources de données peuvent également être fournies à partir d'endroits hors site. [0064] Les configurations de champ des Figures 2A à 2D ont pour but de fournir une brève description d'un exemple d'un champ utilisable avec des cadres d'application de champ pétrolifère. Une partie ou la totalité du champ pétrolifère 100 peut se trouver sur la terre, sur l'eau et/ou en mer. De même, alors qu'un seul champ mesuré à un seul endroit est décrit, des applications de champ pétrolifère peuvent être utilisées avec toute combinaison d'un ou de plusieurs champ(s) pétrolifère(s), d'une ou de plusieurs installation(s) de traitement et d'un ou de plusieurs site(s) de forage. [0065] La Figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe transversale, d'un champ pétrolifère 200 présentant des outils d'acquisition de données 202.1, 202.2, 202.3 et 202.4 positionnés à différents endroits le long du champ pétrolifère 200 pour collecter des données de formation souterraine 204 selon une mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. Les outils d'acquisition de données 202.1-202.4 peuvent être les mêmes que les outils d'acquisition de données 106.1-106.4 des Figures 2A à 2D, respectivement, ou d'autres non décrits. Comme cela est montré, les outils d'acquisition de données 202.1-202.4 génèrent des tracés ou des mesures de données 208.1-208.4, respectivement. Ces tracés de données sont décrits le long du champ pétrolifère 200 afin de démontrer les données générées par les différentes opérations. [0066] Les tracés de données 208.1-208.3 constituent des exemples de tracés de données statiques qui peuvent être générés par les outils d'acquisition de données 202.1-202.3, respectivement, toutefois, il conviendra de comprendre que les tracés de données 208.1-208.3 peuvent également être des tracés de données qui sont actualisés en temps réel. Ces mesures peuvent être analysées dans le but de mieux définir les propriétés de la ou des formation(s) et/ou de déterminer la précision des mesures et/ou de rechercher les erreurs. Les tracés de chacune des mesures respectives peuvent être alignés et proportionnés à des fins de comparaison et de vérification des propriétés. [0067] Le tracé de données statique 208.1 est une réponse sismique à deux voies sur une période de temps. Le tracé statique 208.2 montre des données d'échantillon de noyau mesurées à partir d'un échantillon de noyau de la formation 204. L'échantillon de noyau peut être utilisé pour fournir des données, telles qu'un graphique de la densité, de la porosité, de la perméabilité, ou de plusieurs autres propriétés physiques de l'échantillon de noyau sur la longueur du noyau. Des tests pour la densité et la viscosité peuvent être exécutés sur les fluides dans le noyau à des pressions et des températures variables. Le tracé de données statique 208.3 est une trace de diagraphie qui fournit essentiellement une mesure de la résistivité ou une autre mesure 30 de la formation à des profondeurs différentes. [0068] Une courbe ou un graphique du déclin de la production 208.4 est un tracé de données dynamique du débit de fluide par rapport au temps. La courbe du déclin de la production fournit essentiellement la vitesse de production en fonction de temps. Lorsque le fluide s'écoule à travers le puits de forage, des mesures de propriétés du fluide sont effectuées, telles que les débits, les pressions, la composition, etc. [0069] D'autres données peuvent également être collectées, telle que des données historiques, des entrées de l'utilisateur, des informations économiques, et/ou d'autres données de mesure et d'autres paramètres concernés. Comme cela est décrit ci-dessous, les mesures statiques et dynamiques peuvent être analysées et utilisées pour générer des modèles de la formation souterraine afin de déterminer les caractéristiques de celle-ci. Des mesures similaires peuvent également être utilisées pour mesurer des changements d'aspect de la formation par rapport au temps. [0070] La structure souterraine 204 présente une pluralité de formations géologiques 206.1-206.4. Comme cela est montré, cette structure comprend plusieurs formations ou couches, comprenant un couche de schiste 206.1, une couche de carbonate 206.2, une couche de schiste 206.3 et une couche de sable 206.4. Une faille 207 s'étend à travers la couche de schiste 206.1 et la couche de carbonate 206.2. Les outils d'acquisition de données statiques sont adaptés pour réaliser des mesures et détecter des caractéristiques des formations. [0071] Bien qu'une formation souterraine spécifique présentant des structures géologiques spécifiques soit décrite, on appréciera le fait que le champ pétrolifère 200 peut contenir une variété de structures et/ou formations géologiques, présentant parfois une extrême complexité. Dans plusieurs endroits, généralement en-dessous de la ligne d'eau, un fluide peut occuper les espaces de pores des formations. Chacun des dispositifs de mesure peut être utilisé pour mesurer des propriétés des formations et/ou ses caractéristiques géologiques. Alors que chaque outil d'acquisition est montré comme se trouvant dans des endroits spécifiques dans le champ pétrolifère 200, on appréciera le fait qu'un ou plusieurs type(s) de mesures peuvent être effectuées à un ou plusieurs endroit(s) à travers un ou plusieurs champ(s) ou autre(s) endroit(s) à des fins de comparaison et/ou d'analyse. [0072] Les données collectées à partir de différentes sources, telles que les outils d'acquisition de données de la Figure 3, peuvent ensuite être traitées et/ou évaluées. D'une manière générale, les données sismiques affichées dans le tracé de données statique 208.1 à partir de l'outil d'acquisition de données 202.1 sont utilisées par un géophysicien pour déterminer les caractéristiques des formations souterraines et les particularités. Les données de noyau montrées dans le tracé statique 208.2 et/ou les données de diagraphie issues de la diagraphie de puits 208.3 sont essentiellement utilisées par un géologue pour déterminer les différentes caractéristiques de la formation souterraine. Les données de production provenant du graphique 208.4 sont essentiellement utilisées par l'ingénierie du réservoir pour déterminer les caractéristiques du réservoir d'écoulement de fluide. Les données analysées par le géologue, le géophysicien et l'ingénierie du réservoir peuvent être analysées en utilisant 15 des techniques de modélisation. [0073] La Figure 4 illustre un champ pétrolifère 300 pour exécuter des opérations de production selon la mise en oeuvre de différentes technologies et techniques décrites ici. Comme cela est montré, le champ pétrolifère comprend une pluralité de sites de forage 302 qui sont connectés de façon opérationnelle à une 20 installation de traitement centrale 354. La configuration du champ pétrolifère de la Figure 4 n'a pas pour but de limiter la portée du système d'application de champ pétrolifère. Une partie ou la totalité du champ pétrolifère peut se trouver sur la terre et/ou en mer. De même, alors qu'un seul champ pétrolifère avec une seule installation de traitement et une pluralité de sites de forage est décrite, toute combinaison d'un ou 25 de plusieurs champ(s) pétrolifère(s), d'une ou de plusieurs installation(s) de traitement et d'un ou de plusieurs site(s) de forage peut être présente. [0074] Chaque site de forage 302 comprend un équipement qui forme un puits de forage 336 dans la terre. Les puits de forage s'étendent à travers des formations souterraines 306 comprenant des réservoirs 304. Ces réservoirs 304 contiennent des fluides, tels que des hydrocarbures. Les sites de forage aspirent le fluide à partir des réservoirs et le transmettent aux installations de traitement par l'intermédiaire de réseaux de surface 344. Les réseaux de surface 344 comprennent des mécanismes de colonne de production et de commande pour commander l'écoulement des fluides à partir du site de forage jusqu'à l'installation de traitement 354. Génération d'éléments structurels pour formation souterraine en utilisant une fonction implicite stratigraphique [0075] Des modes de réalisation cohérents avec l'invention peuvent être utilisés pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine sur la base d'une fonction implicite stratigraphique d'un cadre structurel de modélisation basée sur le volume de la formation souterraine. Dans un mode de réalisation discuté dans la suite, par exemple, un procédé interactif peut être utilisé en connexion avec une corrélation de puits pour déterminer des sommets de puits qui correspondent à l'intersection de multiples trous de forage de puits avec une couche géographique (ou horizon qui représente celle-ci). Les modes de réalisation discutés dans la suite se concentreront principalement sur la corrélation de puits, ainsi que sur un procédé interactif ; toutefois, comme cela apparaîtra plus clairement ci-dessous, l'invention peut également être utilisée en connexion avec la détermination d'autres éléments structurels dans une formation souterraine, ainsi que dans des procédés non interactifs. Par conséquent, l'invention n'est pas limitée uniquement à la corrélation interactive d'applications de puits discutée en détail ici. [0076] Comme cela est indiqué ci-dessus, les sommets de puits sont traditionnellement interprétés à l'intersection entre un chemin de puits et la frontière entre deux couches géologiques (c'est-à-dire, un horizon géologique). Un procédé conventionnel pour interpréter des sommets de puits se base sur la recherche de fortes variations des propriétés pétrophysiques (par exemple, la porosité) qui révèlent un changement dans les faciès géologiques des roches pénétrées par le trou de forage d'un puits. Le procédé d'identification/de reconnaissance d'un horizon géologique donné le long de plusieurs puits est appelé d'une manière générale une corrélation de puits, et ce procédé se base essentiellement sur un ensemble de logs pétrophysiques (par exemple, neutron de porosité, rayons gamma, etc.) et la recherche des modèles similaires, c'est-à-dire des types de variations, sur les différents logs. Pour faciliter la corrélation, une approche itérative peut être employée, où les interfaces stratigraphiques les plus évidentes sont d'abord identifiées, et sont ensuite utilisées comme référence pour corréler les interfaces moins évidentes. [0077] Par exemple, une corrélation de puits peut être exécutée en affichant toutes les pistes de puits et tous les logs associés côte à côte dans une seule fenêtre graphique sur un ordinateur, en ajustant manuellement le décalage, l'échelle et l'étirement local des logs affichés de telle sorte que des marqueurs de référence soient "aplatis" à la même profondeur de référence pour tous les logs, et en utilisant ensuite une "épaisseur stratigraphique réelle" (c'est-à-dire, une épaisseur mesurée perpendiculairement aux couches géologiques) afin de visualiser la profondeur à la fois des logs et des marqueurs de puits. Toutefois, en présence de puits horizontaux qui 15 alternent entre amont-pendage et aval-pendage, et/ou en présence de failles géologiques qui croisent les puits, il peut s'avérer difficile de calculer avec précision "l'épaisseur stratigraphique réelle" d'une couche géologique. En outre, tous les logs pétrophysiques ne peuvent pas avoir été mesurés dans tous les puits, et la confiance dans les diagraphies de puits peut être affectée par le fait que les "modèles" 20 pétrophysiques observés deviennent globalement plus dissemblables lorsque la distance entre les puits augmente. [0078] Dans certains cas, la corrélation de puits est intégrée avec une modélisation tridimensionnelle (3D) du réservoir, et suit un procédé linéaire en cascade à partir de l'interprétation et de la corrélation de sommets de puits (qui sont 25 essentiellement exécutées sur la base de l'observation de logs pétrophysiques), à la création d'un modèle 3D qui intègre des informations géométriques et stratigraphiques fournies par les sommets de puits pour ajuster la géométrie des surfaces d'horizon 3D. [0079] L'intégration des informations en provenance du modèle 3D dans le procédé de corrélation de puits est d'une manière générale nettement plus complexe. En particulier, l'intégration des informations relatives aux horizons intermédiaires, c'est-à-dire les horizons situés entre des horizons interprétés de façon sismique, implique essentiellement la construction d'une grille de réservoir 3D (par exemple, une grille à points d'angle) à partir de laquelle l'horizon intermédiaire peut être extrait, de telle sorte que l'intersection entre cet horizon intermédiaire et les puits puisse être calculée. Le procédé de fabrication de grille 3D peut impliquer des interactions intensives de l'utilisateur et une simplification excessive du modèle entré, qui peut également avoir un impact négatif sur la géométrie des horizons extraits. [0080] Dans plusieurs modes de réalisation cohérents avec l'invention, d'autre 10 part, la corrélation de puits peut être exécutée d'une manière interactive en se basant sur des informations stratigraphiques contenues dans un modèle de cadre structurel construit en utilisant une technologie VBM (modélisation basée sur le volume). Ceci permet de connaître efficacement l'âge stratigraphique relatif sensiblement à travers un volume concerné dans une formation souterraine à utiliser dans le procédé de 15 corrélation de puits. Dans plusieurs modes de réalisation, ceci permet l'existence d'une boucle plus serrée entre l'extraction des sommets de puits et la corrélation et la modélisation, étant donné que de nouveaux sommets de puits peuvent être extraits directement à partir du cadre structurel. [0081] La technologie VBM peut être utilisée pour modéliser directement des 20 volumes (par exemple, des couches géologiques) plutôt que des surfaces (par exemple, les horizons qui sont des couches géographiques contiguës). L'approche repose essentiellement sur le concept de "modélisation implicite", dans lequel les surfaces sont représentées comme des iso-valeurs d'un attribut de volume mentionné d'une manière générale comme la fonction implicite. L'attribut de volume peut être défini 25 à travers un volume concerné et peut représenter l'âge stratigraphique de la formation. [0082] Comme cela est illustré dans la Figure 5, un cadre structurel 320 peut être initialement défini par des failles 322 et des horizons 324, déterminés, par exemple, par l'intermédiaire de relevés sismiques, ou d'autres manières connues. Une grille tétraèdre 326 est constituée, contrainte par les failles 322 et les horizons 324 existants, pour porter la fonction implicite. Ensuite, les valeurs de la fonction implicite sont interpolées sur les noeuds de la grille tétraèdre, comme cela est illustré par l'ombrage au point 328. En utilisant un algorithme d'iso-surfaçage, une surface modélisée implicitement peut alors être générée pour chaque horizon, résultant de ce fait en un modèle de zone cohérent pour la formation souterraine globale. [0083] La fonction implicite permet de fabriquer des modèles structurels sur la base d'une grille tétraèdre contrainte par les données d'entrée (par exemple, des interprétations de failles, de sommets de puits et/ou d'horizons). Ces modèles peuvent être utilisés comme point de départ pour la construction des grilles de réservoir 3D. Toutefois, une limite imposée par ces modèles est que l'extraction d'horizons supplémentaires a demandé essentiellement que le procédé de modélisation d'horizon soit répété avec des données d'entrée supplémentaires (par exemple, un seul sommet de puits), ce qui peut s'avérer peu pratique et long. D'une manière générale, le procédé d'extraction existant ne permet pas, par exemple, la génération interactive, en temps réel ou pratiquement en temps réel, d'une surface d'horizon faillée cohérente qui passe à travers un point sélectionné de façon arbitraire. [0084] Par exemple, comme cela est illustré par le flux d'opérations 400 de la Figure 6, la corrélation de puits cohérente avec plusieurs modes de réalisation de l'invention peut être exécutée pour déterminer des sommets de puits 402 d'une manière interactive et en conjonction avec la réalisation d'un cadre structurel de modélisation basée sur le volume (VBM) 404 (basé sur les sommets de puits 402 ainsi que des données d'entrée supplémentaires 406 telles que des failles et des horizons interprétés) à travers l'introduction d'un flux opérations interactives d'extraction de sommets de puits 408. Notons que le procédé interactif peut être exécuté avant la génération d'une grille de réservoir 3D 410, contrairement à plusieurs flux d'opérations existants. [0085] La Figure 7 illustre des détails supplémentaires d'un exemple de flux d'opérations 420 cohérents avec plusieurs modes de réalisation de l'invention. Initialement, un ensemble de sommets de puits interprétés 422 peut être accompagné d'un ensemble de sommets de puits interprétés initiaux 424, par exemple des sommets de puits déterminés par l'intermédiaire de corrélations évidentes vues dans des diagraphies de puits. Un cadre structurel VBM 426 peut alors être constitué à partir des sommets de puits interprétés 422 et des données sismiques interprétées 428 (par exemple, comprenant des failles et/ou des horizons). [0086] Sur la base du cadre structurel VBM, une représentation graphique des données de formation souterraine est générée et affichée à un utilisateur (bloc 430). La représentation graphique peut comprendre tout affichage graphique approprié de données de formation souterraine pertinentes, par exemple, un affichage 2D ou 3D du cadre structurel VBM avec des représentations des chemins de puits de tous puits existants et/ou proposés, un ensemble de pistes de puits (c'est-à-dire, des graphiques de diagraphies de puits orientées le long d'un axe vertical qui correspond à une profondeur), etc. [0087] Ensuite, un utilisateur peut pointer un nouveau sommet de puits de référence (bloc 432) à partir de la représentation graphique, résultant en la génération d'un ou plusieurs nouveau(x) sommet(s) de puits proposé(s) correspondant(s) (bloc 434) et en l'intégration automatique des nouveaux sommets de puits proposés sur la représentation graphique, par exemple en superposant des représentations graphiques des nouveaux sommets de puits sur la représentation graphique des données de formation souterraine (bloc 436). [0088] Ensuite, au bloc 438 l'utilisateur peut revoir les positions des sommets de puits ajoutés automatiquement sur les puits actifs/sélectionnés et valider, modifier et/ou supprimer les sommets de puits interpolés. Les sommets de puits peuvent également être renommés dans plusieurs modes de réalisation. Un outil tel que Visual QC, disponible auprès de Schlumberger Ltd. et ses filiales, peut être utilisé pour valider ou supprimer de façon automatique les sommets de puits ajoutés. Dans plusieurs modes de réalisation, les sommets de puits validés peuvent être signalés de telle sorte qu'ils soient consommés par des algorithmes de modélisation, alors que des sommets non validés peuvent être ignorés lors de la construction du modèle 3D. [0089] Ensuite, au bloc 440, les sommets de puits validés peuvent être ajoutés à l'ensemble de sommets de puits interprétés 422 à utiliser pour la modélisation et aux entrées du cadre structurel VBM 426. En outre, les sommets de puits validés peuvent être ajoutés à toute colonne stratigraphique affichée dans une représentation graphique. Les opérations mentionnées ci-dessus peuvent également être répétées, permettant de ce fait à un utilisateur de générer de façon interactive de nouveaux sommets de puits. [0090] En outre, comme cela est illustré au bloc 442, une édition manuelle des sommets de puits peut être exécutée, par exemple, pour ajuster les endroits des nouveaux sommets de puits proposés à partir des endroits générés initialement. Par exemple, dans plusieurs modes de réalisation, les nouveau sommets de puits proposés peuvent être superposés aux pistes de puits, et un utilisateur peut aligner les sommets de puits calculés sur leur localisation réelle la plus probable le long des pistes de puits, par exemple, sur la base d'une corrélation entre les diagraphies de puits des puits de référence originaux et les diagraphies correspondantes des puits sur d'autres puits actifs/sélectionnés. En outre, dans plusieurs modes de réalisation, tous les sommets édités manuellement peuvent être considérés comme "validés" par l'utilisateur. [0091] Dans un mode de réalisation, par exemple, un outil ou un module de corrélation interactive de puits, par exemple mis en oeuvre comme un module pétro20 technique 32 d'une plate-forme E&P 34 (Figure 1), peut être utilisé pour exécuter une extraction interactive de sommets de puits selon la manière divulguée ici. Dans un tel mode de réalisation, et comme cela est montré dans la Figure 8, un utilisateur peut se voir présenter une représentation graphique 450 d'une série de pistes de puits (par exemple, les pistes de puits 452 et 454) qui affichent des diagraphies de puits d'une 25 pluralité de puits. Les sommets de puits existants peuvent être représentés comme cela est illustré aux points à 456 et 458, par exemple, comprenant un identifiant ou un nom pour le sommet de puits (par exemple, les identifiants 456a et 456b), un segment de ligne horizontal (par exemple, les segments de ligne 456c et 456d) qui correspondent à la profondeur du sommet de puits dans chaque piste de puits 452, 454, et un segment 30 de ligne supplémentaire 456e qui relie graphiquement les segments de ligne horizontaux 456c, 456d afin de représenter visuellement la correspondance des deux sommets de puits. [0092] Comme cela est illustré dans la moitié supérieure de la Figure 8, un utilisateur peut positionner un pointeur de souris 460 à un endroit souhaité sur la représentation graphique 450, qui correspond à une profondeur particulière pour un puits de référence représenté par la piste de puits 452, et donc à un endroit particulier dans la formation souterraine. Ensuite, par un clic ou une autre indication par l'utilisateur de la sélection de l'endroit souhaité (représenté au point 462), à la fois une représentation graphique 464 du sommet de puits sélectionné sur la piste de puits 452 pour le puits de référence, et une représentation graphique 466 d'un nouveau sommet de puits proposé correspondant sur la piste de puits 454, peuvent être affichées. Notons que les représentations graphiques 462, 464 peuvent comprendre des identifiants et des segments de ligne horizontaux joints par un segment de ligne de liaison, similaire à celui décrit ci-dessus pour la représentation graphique 456. [0093] D'autres manières de représenter visuellement un sommet de puits peuvent être utilisées dans d'autres modes de réalisation. Par exemple, lorsqu'une représentation 3D ou 2D d'une formation souterraine est affichée, et que des chemins de puits sont affichés pour les puits dans la formation souterraine, les sommets de puits peuvent être représentés par des marqueurs aux profondeurs associées le long des représentations graphiques des chemins de puits. Un sommet de puits peut également -être affiché dans une carte ou un stéréonet. Pour l'afficher dans un stéréonet, par exemple, un angle de pendage et un azimut de pendage peuvent être extraits de la fonction implicite à la position du sommet de puits (l'angle de pendage et l'azimut de pendage peuvent être extraits, par exemple, à partir du gradient de la fonction implicite). [0094] Dans plusieurs modes de réalisation, l'affichage de sommets de puits peut survenir avant qu'un utilisateur clique sur un endroit particulier sur une représentation graphique. Par exemple, dans plusieurs modes de réalisation, chaque fois qu'un utilisateur géplace un curseur de souris sur une piste de puits donnée (qui correspond à un puits de référence), un sommet de puits "fantôme" peut être affiché à la profondeur correspondante de la souris sur la piste de puits sur laquelle le souris est située, et le(s) sommet(s) de puits correspondant(s) sur d'autres puits actifs et/ou sélectionnés dans un projet peuvent pareillement être affichés comme sommets de puits "fantômes" supplémentaires. Le déplacement d'un pointeur de souris à des profondeurs différentes le long d'une piste de puits de référence peut résulter en les positions des sommets de puits correspondants dynamiquement mis à jour de manière à suivre le changement de profondeur. Ensuite, en cliquant sur ou en sélectionnant un endroit particulier, les sommets de puits "fantômes" peuvent changer d'apparence afin de représenter la sélection de l'endroit par l'utilisateur. [0095] On appréciera que d'autres représentations graphiques peuvent être utilisées pour indiquer des positions de sommets de puits dans une représentation graphique de données de formation souterraine, essentiellement sur la base au moins en partie du type de données de formation souterraine, du type de plate-forme E&P et d'autres facteurs qui paraîtront évidents à un homme du métier bénéficiant de la présente divulgation. [0096] En se référant à la Figure 5, comme cela est indiqué ci-dessus, la correspondance entre les pistes de puits peut être basée au moins en partie sur les informations de temps stratigraphique relatif contenues dans un cadre structurel ou un modèle VBM. Le cadre structurel VBM peut être configuré comme un solide tétraèdre grossier associé à un ensemble de fines surfaces triangulaires qui représentent des horizons géologiques, et les informations "de temps stratigraphique relatif' peuvent êtrè représentées comme cela est illustré au point 328 par la combinaison d'une propriété "stratigraphique" stockée aux noeuds de la grille tétraèdre et interpolée linéairement à l'intérieur de chaque tétraèdre, associée à un "décalage" qui correspond à la différence entre les fines surfaces à l'échelle et la grille tétraèdre grossière. [0097] En se référant maintenant à la Figure 9, cette figure illustre un exemple de routine 470 pour extraire des sommets de puits correspondants sur la base d'une fonction implicite stratigraphique. Comme cela est illustré au bloc 472, pour permettre une corrélation de puits interactive, la fonction implicite stratigraphique d'un cadre structurel VBM (c'est-à-dire, l'âge stratigraphique relatif) peut d'abord être échantillonnée le long de chaque chemin de puits, et être associée à différents puits (par exemple comme une nouvelle diagraphie de puits). Différentes stratégies d'échantillonnage peuvent être utilisées dans différents modes de réalisation. Par exemple, des échantillons peuvent être prélevés à des intervalles régulièrement espacés le long de la profondeur mesurée, et/ou des échantillons peuvent être prélevés aux intersections entre un chemin de puits et les faces de la grille tétraèdre. En outre, dans plusieurs modes de réalisation, des échantillons supplémentaires peuvent être ajoutés aux intersections entre les puits et les discontinuités telles que failles et non 10 conformités et/ou aux intersections avec des horizons conformes. [0098] L'âge stratigraphique relatif peut alors être interpolé, par exemple de façon linéaire, entre les différents échantillons (bloc 474). En outre, dans plusieurs modes de réalisation, le gradient de l'âge stratigraphique relatif peut être échantillonné à partir d'un volume 3D sur les diagraphies de puits. 15 [0099] Ensuite, la localisation de sommets de puits le long de chemins de puits sélectionnés/actifs est exécutée en réponse à l'entrée de l'utilisateur en déterminant, à partir des données échantillonnées, la valeur de la fonction implicite à l'endroit (profondeur) du pointeur de la souris le long du chemin de puits du puits de référence (bloc 476), c'est-à-dire, à l'intérieur de la représentation graphique des données de 20 formation souterraine qui correspondent au puits de référence. On appréciera le fait qu'un puits de référence peut être défini de façon statique, de telle sorte que toutes les entrées de l'utilisateur en connexion avec l'extraction des sommets de puits soient dirigées sur la représentation graphique des données de formation souterraine pour ce puits. Dans d'autres modes de réalisation, toutefois, le puits de référence peut être 25 dynamique et peut être considéré comme étant le puits associé à la représentation graphique avec laquelle l'utilisateur interagit à n'importe quel moment donné. [00100] Ensuite, au bloc 478, les endroits qui correspondent à la même valeur de la fonction implicite (ou au moins à l'intérieur d'une gamme de la valeur de la fonction implicite) sont alors utilisés pour générer des éléments structurels, par exemple, des sommets de puits, pour chaque autre puits concerné (par exemple, tous les puits visibles, tous les puits sélectionnés, tous les puits actifs, etc.). Des représentations graphiques des éléments structurels sont alors générées et affichées avec les représentations graphiques des données de formation souterraine qui correspondent à chaque autre puits concerné au bloc 480. On appréciera le fait qu'il peut y avoir zéro ou plusieurs endroit(s) correspondant(s) sur n'importe lequel des autres puits concernés en fonction des géométries de ces puits. [00101] La routine 470 peut être interactive par nature et, par conséquent, si l'utilisateur souhaite extraire des sommets de puits supplémentaires, le bloc 482 repasse la commande au bloc 476 afin de recevoir une entrée supplémentaire à partir d'un utilisateur qui spécifie un autre endroit le long d'un chemin de puits. Lorsque l'utilisateur a terminé d'extraire les sommets de puits, le bloc 482 termine la routine 470. [00102] Comme cela est également indiqué ci-dessus en connexion avec le bloc 436 de la Figure 7, il peut être souhaitable dans plusieurs modes de réalisation d'exécuter en plus une intégration automatique sur les diagraphies de puits, par exemple, des logs pétrophysiques, après avoir proposé de nouveaux sommets de puits selon la manière décrite ci-dessus en connexion avec Figure 9. Dans certains cas, la génération d'un sommet de puits sur la base exclusivement de la valeur d'une fonction implicite peut identifier un endroit qui est proche de la position optimale du sommet de puits le long du puits, mais à travers un affinage supplémentaire en vue d'intégrer les variations locales des épaisseurs relatives des couches géologiques, un endroit plus précis peut être déterminé. Dans plusieurs modes de réalisation, un tel ajustement peut être exécuté de façon automatique en trouvant le décalage et le facteur d'étirement/compression sur le puits cible pour lequel le modèle défini par un log de puits pétrophysique sélectionné (ou de multiples logs) est le plus similaire aux modèles observés sur le puits de référence. [00103] Par exemple, dans un mode de réalisation, le décalage de base peut être fourni par la localisation du sommet de puits "d'estimation initiale", qui correspond à l'endroit sur le puits traité pour lequel l'âge stratigraphique relatif este même que l'endroit sélectionné par l'utilisateur du sommet de puits de référence sur le puits de référence. Le facteur de base d'étirement/compression entre le puits de référence et le puits traité peut être donné par le rapport entre les gradients de la fonction implicite à l'endroit des sommets de puits de référence et correspondant. [00104] L'ajustement peut alors incorporer un procédé d'optimisation itératif où la valeur du décalage et/ou le facteur d'étirement/compression sont légèrement perturbés, et une recherche locale est exécutée pour la corrélation optimale entre les logs pétrophysiques sur le puits de référence et le puits sélectionné dans le voisinage des sommets de puits de référence/correspondant. Une fois qu'une corrélation locale optimale est trouvée, la nouvelle valeur de décalage peut alors être utilisée pour actualiser la position du sommet de puits correspondant sur le puits traité. Le procédé peut alors être répété sur chaque autre puits concerné. Dans ce procédé, les entrées peuvent comprendre : - une valeur de décalage maximum (en MD), exprimée comme la valeur absolue de la différence avec le décalage de base. Dans le cas où la distance entre le sommet traité et un sommet précédemment validé serait inférieure à la valeur de décalage maximum, la valeur de décalage maximum sera automatiquement réduite ; - un facteur d'étirement/compression maximum, exprimé comme la valeur absolue de la différence avec le facteur d'étirement/compression de base ; et - une longueur de la fenêtre considérée pour la corrélation (sur le puits de référence). [00105] Le procédé peut ensuite essayer de minimiser un coût, de telle sorte que : - le coût augmente avec la différence entre le décalage et l'étirement calculés et le décalage et l'étirement de base ; - le coût diminue avec la similarité des logs sur le puits de référence et le puits traité ; et - le coût est une somme pondérée des coûts calculés de chacun des logs pétrophysiques entrés. Les poids peuvent être déduits du calcul de corrélation entre ces logs le long d'une fenêtre située autour de tous les sommets de puits interprétés manuellement (par exemple, les "sommets de puits interprétés initiaux" référencés am bloc 424 de la Figure 7). [00106] Différentes techniques pour calculer la corrélation et/ou le décalage/l'étirement optimal (par exemple, par alignement temporel dynamique, par 10 convolution, par approximation par polynômes ou ondelettes trigonométriques, etc.) peuvent être utilisées, comme l'appréciera l'homme du métier bénéficiant de la présente divulgation. [00107] Comme cela est indiqué ci-dessus, le procédé itératif décrit ici peut être utilisé pour générer différents types d'informations structurelles pour une formation 15 souterraine dans plusieurs modes de réalisation de l'invention. Par exemple, dans plusieurs modes de réalisation, des surfaces d'horizons intermédiaires (c'est-à-dire, des horizons non utilisés initialement pour contraindre la construction du cadre structurel VBM) peuvent être extraites en utilisant les techniques décrites ici pour générer une ou plusieurs carte(s) géologique(s) (c'est-à-dire, des surfaces faillées). En particulier, des 20 surfaces qui correspondent à des iso-valeurs du temps stratigraphique relatif peuvent être extraites de façon interactive à partir du cadre structurel VBM, par exemple, sous la forme de surfaces triangulaires, et être représentées visuellement comme des cartes géologiques. Les surfaces peuvent être telles qu'elles passent à travers un ensemble existant ou nouveau de puits et/ou qu'elles subdivisent un intervalle stratigraphique 25 donné en un nombre arbitraire de sous-intervalles d'épaisseur stratigraphique réelle égale. [00108] Dans d'autres modes de réalisation, le procédé itératif décrit ici peut être utilisé en connexion avec une interprétation d'horizons sismiques guidée, de telle sorte qu'au lieu d'utiliser des chemins de puits et/ou des diagraphies de puits, des traces de puits sismiques puissent être considérées et utilisées pour construire de nouveaux objets d'"interprétation d'horizons" ou attributs sismiques de "couche géologique" qui représentent des événements sismiques à partir de la fonction implicite. Comme cela est illustré par la routine 500 de la Figure 10, par exemple, des traces de puits peuvent être corrélées en "peignant" d'abord la fonction implicite stratigraphique sur un cube sismique au bloc 502, par exemple, en interpolant la fonction implicite à partir de la grille tétraèdre à noeuds ou à voxels du cube sismique (par exemple, en utilisant une formulation linéaire des moindres carrés basée sur la coordonnée barycentrique du noeud sismique dans le tétraèdre contenant ce noeud). Ensuite, au bloc 504, une corrélation de référence (décalage et étirement) entre des traces de puits voisines peut être générée sur la base de la fonction implicite afin de fournir une estimation initiale pour corréler les traces de puits voisines. [00109] Ensuite, en réponse à une entrée de l'utilisateur, par exemple, un clic de souris, la valeur de la fonction implicite à l'endroit du pointeur de la souris le long d'une 15 trace de puits de référence (représentant un temps/profondeur dans la trace de puits) est déterminée (bloc 506). Ensuite, au bloc 508, les endroits qui correspondent à la même valeur de la fonction implicite (ou au moins à l'intérieur d'une gamme de la valeur de la fonction implicite) sont alors utilisés pour générer des éléments structurels, par exemple, des objets d'interprétation d'horizons, qui représentent des événements 20 sismiques correspondants pour d'autres traces de puits concernées (par exemple, toutes les traces de puits visibles, toutes les traces de puits voisins, toutes les traces de puits sélectionnés, toutes les traces de puits actifs, etc.). Des représentations graphiques des éléments structurels (objets) correspondants sont ensuite générées et affichées avec les représentations graphiques des traces de puits au bloc 510. Le bloc 25 512 peut alors déterminer si l'utilisateur a terminé l'interprétation sismique, et si ce n'est pas le cas, il retourne au bloc 506. Toutefois, si aucune interprétation supplémentaire ne doit être exécutée, la routine 500 est accomplie. [00110] D'une manière plus générale, la routine 500 peut être considérée comme étant utile pour générer des éléments structurels tels qu'une surface ou une 30 pluralité de points dans une image sismique, par exemple, un cube sismique, sur la base d'une valeur déterminée d'une fonction implicite stratigraphique corrélée à un endroit dans un volume concerné sur la base d'un point sélectionné dans l'image sismique. [00111] Dans plusieurs modes de réalisation, par exemple, chaque iso-valeur 5 d'un attribut d'âge stratigraphique relatif (AGR) peut être considérée comme correspondant potentiellement à un horizon géologique, c'est-à-dire, à l'interface entre deux couches géologiques. L'attribut AGR peut être utilisé pour guider l'interprétation sismique, par exemple, visuellement à travers un procédé interactif, ou comme une contrainte supplémentaire lors de l'exécution d'un auto-repérage sismique. De façon 10 conventionnelle, un auto-repérage est exécuté en comparant des traces sismiques voisines et en recherchant le décalage vertical optimal qui présente une similarité maximum entre ces traces dans le voisinage d'un horizon sismique donné, avec le décalage optimal sélectionné sur la base de la valeur du décalage lui-même (qui peut être contraint à être cohérent avec un pendage local pré-calculé), la valeur de la 15 "similarité" (c'est-à-dire, la corrélation) entre les traces sismiques une fois que le décalage a été supprimé, et l'étirement/compression limité qui peut également être appliqué aux traces dans le but de maximiser la similarité. Toutefois, lorsqu'un attribut de fonction implicite/AGR est utilisé pour guider l'auto-repérage, l'attribut AGR peut fournir à la fois un décalage de référence (par exemple, basé sur le pendage de la 20 surface choisie) et un étirement/compression de référence (par exemple, basé sur la différence de gradient) pour la recherche de similarité. En outre, l'attribut AGR peut permettre de corréler les traces à travers les failles. En outre, dans plusieurs modes de réalisation, lorsqu'un attribut AGR d'échelle sismique a été calculé, il peut également être possible de simplement "aligner" des iso-surfaces de l'attribut sur le pic le plus 25 proche, en passant par un passage à zéro du signal sismique sur chaque trace afin d'obtenir une interprétation automatique, sans recourir à un auto-repérage. [00112] Dans d'autres modes de réalisation, des éléments structurels peuvent être générés sur la base de données rares. Dans ces modes de réalisation, au lieu d'extraire directement une iso-valeur de la fonction implicite, une valeur extraite de la 30 fonction implicite peut être combinée avec une valeur de reliquat (également appelée ici un "reliquat"), ou d'une fonction implicite qui a été actualisée. Dans ces modes de réalisation, plutôt que de déterminer l'emplacement d'un unique endroit dans le volume concerné, un ensemble d'endroits (par exemple un ensemble de sommets de puits qui correspondent au même horizon) peut être déterminé et utilisé pour générer une surface ou une pluralité de points sur la base à la fois des valeurs de la fonction implicite et des valeurs de reliquat pour l'ensemble d'endroits. L'attribut d'âge géologique relatif peut être utilisé pour remplacer les flux d'opérations à base isochore ou isopache lors du calcul d'un modèle structurel géologiquement cohérent d'une formation souterraine. En particulier, il peut être utilisé pour interpoler la position des interfaces géologiques définies par des données rares et/ou incomplètes (par exemple des sommets de puits). Dans le procédé, l'attribut d'âge géologique relatif lui-même peut même être actualisé en tenant compte des données rares. [00113] Dans un mode de réalisation illustratif, le procédé général pour intégrer des données rares dans le modèle peut être le suivant. [00114] En premier lieu, un reliquat peut être calculé entre une estimation initiale de l'âge géologique relatif (AGR) et un attribut qui incorporerait les données rares, par exemple, en calculant l'âge géologique relatif à partir d'interprétations denses seulement (c'est-à-dire, une estimation initiale), pour chaque horizon sur la base des données rares, en estimant l'âge géologique relatif (par exemple, en calculant la moyenne des valeurs de l'estimation initiale à l'endroit des données rares) et, à l'endroit de chaque point de données rares, en calculant un reliquat entre l'AGR estimé et l'estimation initiale, et en interpolant le reliquat avec les contraintes suivantes (dont chacune peut être représentée comme un ensemble d'équations linéaires). [00115] Accepter la valeur de reliquat calculée ci-dessus à l'endroit des points de données rares, soit pour un horizon à la fois, soit pour tous les horizons ensemble ; -- forcer un reliquat nul à l'endroit d'interprétations denses ; - optionnellement, forcer un reliquat nul à l'écart de toutes données, ou dans les blocs faillés qui ne contiennent pas de données ; - optionnellement, forcer un reliquat nul sur les frontières internes ou externes du modèle ; - assurer le lissé du reliquat (par exemple à travers l'application d'une contrainte harmonique) ; et - assurer le lissé de [reliquat+estimation initiale] et de ses gradients (par exemple, à travers une contrainte de gradient lisse, avec les valeurs "inconnues" qui sont celles du reliquat). [00116] Ensuite, le reliquat peut être ajouté à l'estimation initiale pour obtenir la valeur finale de l'âge géologique relatif, à partir duquel les iso-surfaces qui correspondent aux données rares peuvent être extraites, ou les données denses de référence peuvent être déplacées et utilisés pour re-calculer une fonction implicite. [00117] Dans ce dernier cas, le reliquat peut être ajouté à l'estimation initiale, et l'âge géologique relatif d'un horizon de référence arbitraire défini par une interprétation dense peut être soustrait. La différence et le gradient calculés de [estimation initiale + reliquat] peuvent être utilisés pour calculer un décalage 3D (c'est-à-dire un champ vectoriel) qui déplacerait tous les points de l'horizon de référence vers la surface cible. Un point de décalage peut être créé en utilisant l'interprétation dense de référence plus le champ vectoriel calculé. Les opérations énumérées ci-dessus peuvent alors être répétées pour chaque horizon sur la base des données rares. Une fonction implicite finale peut alors être calculée sur la base des points de données originaux et des points de décalage. [00118] Comme cela est illustré par la routine 520 de la Figure 11, par exemple, des données rares peuvent être intégrées dans un modèle dans un mode de réalisation en sélectionnant d'abord une pluralité d'endroits dans le but d'extraire de nouveaux éléments structurels à partir d'un modèle (bloc 522). Dans différents modes de réalisation, par exemple, des endroits (par exemple des sommets de puits, des points sismiques, etc.) peuvent être sélectionnés de façon interactive à partir d'une représentation graphique de données souterraines, ou de façon automatique, par exemple en appliquant une combinaison de filtres sur les données d'entrée disponibles. Ensuite, au bloc 524, une fonction implicite peut être échantillonnée, ou interpolée, à ces différents endroits, produisant une valeur scalaire (par exemple un âge géologique relatif) par endroit. Une valeur moyenne ou représentative (par exemple une médiane, une moyenne arithmétique, etc.) peut être calculée à partir des valeurs échantillonnées ou interpolées (bloc 526), et pour chaque point sélectionné, une valeur de "reliquat" peut être calculée (bloc 528), par exemple, en soustrayant la valeur moyenne ou représentative de la valeur initialement échantillonnée ou interpolée au bloc 524. [00119] Le reliquat calculé au bloc 528 peut ensuite être interpolé dans le volume concerné, par exemple, en utilisant une technique d'interpolation stochastique (par exemple, une simulation gaussienne séquentielle) ou déterministe (par exemple, un krigeage) (bloc 530). Dans plusieurs modes de réalisation, des points de données supplémentaires (par exemple des sommets de puits, des points d'interprétation sismiques, etc.) peuvent également être utilisés pour contraindre le reliquat à une valeur de zéro à plusieurs endroits du modèle. Le "reliquat" résultant peut être considéré comme étant un attribut ou une propriété scalaire, dont la valeur est connue, ou peut être calculée, dans la totalité du volume concerné. [00120] Ensuite, au bloc 532, une fonction implicite actualisée peut être calculée à partir de la fonction implicite initiale et du reliquat, par exemple, en additionnant des valeurs scalaires de la fonction implicite initiale et du reliquat afin de produire un nouveau champ de valeur scalaire, par exemple, défini aux noeuds d'une grille 3D. De nouveaux éléments structurels, par exemple, de nouvelles surfaces d'horizon, de nouveaux points d'interprétation sismique ou de nouveaux sommets de puits, etc., peuvent alors être extraits de la fonction implicite actualisée (bloc 534). Par exemple, dans plusieurs modes de réalisation, la valeur moyenne ou représentative calculée au bloc 526 peut être extraite comme une surface en utilisant un algorithme d'isosurfaçage, ou comme un ensemble de nouveaux sommets de puits en localisant les iso-valeurs correspondantes sur une ou plusieurs trace(s) de puits. [00121] On appréciera que les techniques divulguées ici peuvent être utilisées dans d'autres applications pour corréler d'autres types de données de formation souterraine, et par conséquent que l'invention n'est pas limitée aux applications particulières divulguées ici. En outre, alors que des modes de réalisation particuliers ont été décrits, il n'est pas prévu que l'invention soit limitée à ceux-ci, étant donné qu'il est prévu que l'invention présente une portée assez large comme la technique le permet et que le fascicule doive être lu dans cet esprit. L'homme du métier appréciera par conséquent que d'autres modifications pourraient être apportées sans dévier de l'esprit et de la portée ainsi revendiqués.10 REVENDICATIONS1. Procédé de génération d'informations structurelles pour une formation souterraine contenant des hydrocarbures extractibles, les informations structurelles étant destinées à être utilisées pendant des phases d'exploration et de production, le procédé comprenant les étapes suivantes : déterminer un endroit dans un volume concerné dans la formation souterraine à partir de données de formation souterraine associées à la formation souterraine ; accéder, au moyen d'au moins une unité de traitement à base matérielle 10 d'un ordinateur, à un modèle numérique présentant une fonction implicite stratigraphique variant de façon monotone définie à l'intérieur du volume concerné pour déterminer une valeur de la fonction implicite stratigraphique qui correspond à l'endroit déterminé ; et générer, au moyen de ladite au moins une unité de traitement à base 15 matérielle d'un ordinateur, au moins un élément structurel pour la formation souterraine à partir de la fonction implicite stratigraphique du modèle numérique sur la base d'une distribution spatiale de la valeur déterminée à l'intérieur du volume concerné. 20 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la réception d'une entrée de l'utilisateur dirigée vers Une représentation graphique de données de formation souterraine, dans lequel la détermination de l'endroit dans le volume concerné comprend la détermination de l'endroit sur la base de l'entrée de l'utilisateur ; et 25 la réalisation d'une représentation graphique dudit au moins un élément structurel à afficher dans la représentation graphique des données de formation souterraine. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel : 30 la représentation graphique de données de formation souterraine comprend une représentation graphique de données de formation souterrainepour chacun de premier et deuxième trous de forage formés dans la formation souterraine ; l'entrée de l'utilisateur comprend la sélection par l'utilisateur d'un premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage sur la représentation graphique de données de formation souterraine pour le premier trou de forage ; l'endroit dans le volume concerné comprend une profondeur le long du premier puits de forage qui correspond à la sélection par l'utilisateur du premier sommet de puits proposé ; l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique comprend la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique à la profondeur le long du premier trou de forage ; la réalisation d'au moins un élément structurel comprend la génération, pour le deuxième trou de forage, d'un deuxième sommet de puits proposé qui correspond au premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique ; et l'entraînement dudit au moins un élément structurel à afficher dans la représentation graphique des données de formation souterraine comprend la réalisation d'une représentation graphique du deuxième sommet de puits proposé à afficher sur la représentation graphique de données de formation souterraine pour le deuxième trou de forage. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel les représentations graphiques des données de formation souterraine pour les premier et deuxième trous de forage comprennent chacune une piste de puits d'une diagraphie de puits ou d'un chemin de puits dans une vue tridimensionnelle. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel : les données de formation souterraine comprennent des données de formation souterraine pour chacun de premier et deuxième trous de forage formés dans la formation souterraine ;l'endroit dans le volume concerné comprend une profondeur le long du premier puits de forage qui correspond à un premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage ; l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique comprend la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique à la profondeur le long du premier trou de forage ; et la génération d'au moins un élément structurel comprend la génération, pour le deuxième trou de forage, d'un deuxième sommet de puits proposé qui correspond au premier sommet de puits proposé pour le premier trou de forage 10 sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique. 6. Procédé selon la revendication 5, comprenant en outre l'échantillonnage de la fonction implicite stratigraphique le long de chacun de premier et deuxième chemins de puits respectivement qui correspondent aux premier et deuxième trous de forage, dans 15 lequel l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique comprend la détermination de la valeur à partir de la fonction implicite stratigraphique échantillonnée le long du premier chemin de puits, et dans lequel la génération du deuxième sommet de puits proposé comprend la génération d'un endroit du deuxième sommet de puits proposé à partir de la fonction implicite stratigraphique 20 échantillonnée le long du deuxième chemin de puits. 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel l'échantillonnage comprend l'échantillonnage à des profondeurs sensiblement régulières le long des premier et deuxième chemins de puits ou l'échantillonnage à des intersections entre les premier et 25 deuxième chemins de puits et les faces d'une grille tétraèdre du modèle numérique. 8. Procédé selon la revendication 6, dans lequel l'échantillonnage comprend en outre le prélèvement d'au moins un échantillon à proximité d'une intersection entre le premier ou le deuxième chemin de puits et une discontinuité, une faille ou un horizon 30 compatible défini(e) dans le modèle numérique. 9. Procédé selon la revendication 5, comprenant en outre, après la génération du deuxième sommet de puits proposé sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique, le réglage automatique d'un endroit du deuxième sommet de puits proposé sur la base de premier et deuxième logs pétrophysiques respectivement associés aux premier et deuxième trous de forage, et dans lequel le réglage automatique de l'endroit du deuxième sommet de puits proposé comprend la perturbation itérative d'un décalage ou d'un facteur d'étirement/compression et la corrélation des premier et deuxième logs pétrophysiques dans un voisinage des premier et deuxième sommets de puits proposés. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit au moins un élément structurel comprend une carte géologique d'un horizon géologique intermédiaire, et dans lequel l'horizon géologique intermédiaire n'est pas utilisé pour contraindre le modèle numérique avant qu'il soit généré. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel : les données de formation souterraine comprennent une image sismique ; l'endroit dans le volume concerné correspond à un point dans l'image 20 sismique ; l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique comprend la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique au point dans l'image sismique ; et la génération d'au moins un élément structurel comprend la génération 25 d'une surface ou d'une pluralité de points dans l'image sismique sur la base de la valeur déterminée de la fonction implicite stratigraphique. 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel : 30 la détermination de l'endroit dans le volume concerné comprend la détermination d'une pluralité d'endroits dans le volume concerné ; 10 15l'accès au modèle numérique pour déterminer la valeur de la fonction implicite stratigraphique comprend : la détermination de la valeur de la fonction implicite stratigraphique pour chacun de la pluralité déterminée d'endroits ; et la détermination d'un reliquat pour chacun de la pluralité déterminée d'endroits à partir de la valeur déterminée pour chacun de la pluralité d'endroits ; et la génération d'au moins un élément structurel comprend la génération d'une surface ou d'une pluralité de points sur la base de la valeur déterminée et du reliquat déterminé pour chacun de la pluralité d'endroits. 13. Procédé selon la revendication 12, dans lequel le reliquat est interpolé, dans lequel la détermination du reliquat pour chacun de la pluralité d'endroits comprend la détermination du reliquat à un premier endroit parmi la pluralité d'endroits comme une différence entre la valeur de la fonction implicite stratigraphique pour le premier endroit et une valeur sélectionnée de façon arbitraire, et dans lequel le procédé comprenant en outre l'actualisation de la fonction implicite stratigraphique en additionnant le reliquat déterminé pour chacun de la pluralité d'endroits avec la valeur déterminée pour la fonction implicite stratigraphique pour chacun de la pluralité d'endroits. 14. Appareil, comprenant : au moins une unité de traitement à base matérielle dans un ordinateur ; et un code de programme configuré lors de l'exécution par ladite au moins une unité de traitement pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine contenant des hydrocarbures extractibles en utilisant le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13. 15. Produit programme d'ordinateur, comprenant : des instructions de code de programme stocké sur le support lisible par ordinateur et configuré pour, lorsque ledit programme est exécuté par un ordinateur, exécuter les étapes du procédé selon l'une quelconque desrevendications 1 à 13 pour générer des informations structurelles pour une formation souterraine contenant des hydrocarbures extractibles.