Brevet FR3032222A1 — publié le 20160805

ARCHITECTURE DE PARAMETRE D'INCERTITUDE A PRIORI INTEGREE EN CREATION DE MODELE DE SIMULATION DOMAINE TECHNIQUE Les modes de réalisation divulgués ici concernent de façon générale le domaine de l'exploitation de gisement pétrolier, et plus particulièrement, des systèmes et des procédés d'évaluation d'un gisement à l'aide de modèles informatiques qui comportent une analyse de paramètre d'incertitude et une analyse de sensibilité. CONTEXTE De nombreux facteurs peuvent affecter le développement de champs de pétrole et de gaz. Pour augmenter la production et la rentabilité d'un champ de pétrole et de gaz, des modèles de simulation de gisement peuvent être créés pour permettre à des ingénieurs gisement de planifier et gérer les champs. Il est difficile de connaître à l'avance tous les paramètres qui peuvent affecter la conception de projet, tels que la perméabilité et la porosité de la formation sous-jacente, les propriétés des hydrocarbures que l'on s'attend à récupérer, la réalisation finale des installations de surface et le nombre de puits, et les données fluide-roche. Par conséquent, les modèles de simulation de gisement peuvent être évalués par rapport à des données historiques ou avoir une simulation de production prédite pour un puits ou des puits dans le gisement. Des procédés d'analyse d'incertitude et de sensibilité de paramètre de gisement peuvent également être appliqués au modèle de simulation de gisement après sa création. DESCRIPTION GENERALE DE L'INVENTION L'invention concerne un procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz comprenant : a) la sélection d'une grille géocellulaire, la grille géocellulaire comportant des données représentant des propriétés pétrophysiques du gisement ; b) la définition d'une plage de données pour au moins une des propriétés pétrophysiques, la plage de données reflétant une incertitude concernant quelles valeurs peuvent être utilisées pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques ; c) la sélection d'un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement ; d) la simulation de production de pétrole ou de gaz à partir du gisement, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques ; e) la comparaison d'une sortie de la production de pétrole ou de gaz simulée à partir du gisement à un critère prédéterminé ; 0 la modification d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait ; g) la répétition des étapes d à f pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données ; h) la sélection d'un second modèle de simulation de gisement pour le gisement ; i) la répétition des étapes d à g pour le second modèle de simulation de gisement ; et j) le classement des sorties des productions simulées pour chacun des premier et second modèles de simulation de gisement. Selon d'autres caractéristiques du procédé : - les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité et une porosité de formation du gisement ; - les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent un fluide de formation ; - les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité relative de la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement ; - la plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire ; - les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel ; - les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. L'invention concerne encore un support lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des données représentant une grille géocellulaire d'un gisement de pétrole et de gaz, la grille géocellulaire comportant des données représentant une ou plusieurs propriétés pétrophysiques du gisement, et un ensemble d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté, amène un processeur informatique à réaliser un procédé d'optimisation de production à partir du gisement, comportant : a) la réception d'une plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques, la plage de données étant fondée sur une estimation d'incertitude a priori du gisement ; b) la réception d'un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement ; c) la simulation de production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques du gisement ; d) la comparaison d'une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé ; e) la modification d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait ; 0 la répétition des étapes c à d pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données ; g) la réception d'un second modèle de simulation de gisement pour le gisement ; h) la répétition des étapes c à e pour le second modèle de simulation de gisement ; et i) le classement des sorties des productions simulées pour les premier et second modèles de simulation de gisement. Selon d'autres caractéristiques du support : - lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité ou une porosité du gisement ; - les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent un fluide de formation du gisement ; - les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité relative à la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement ; - la plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire ; - dans lequel les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel ; - les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. L'invention concerne également un système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz comprenant : un processeur informatique ; une base de données stockant des données représentant une ou plusieurs propriétés d'un gisement de pétrole et de gaz et un modèle géocellulaire du gisement, le modèle géocellulaire étant composé de données représentant au moins une propriété du gisement, la base de données stockant en outre une plage de données de la propriété et des données représentant un premier modèle de simulation de gisement ; une mémoire informatique ayant des instructions exécutables par ordinateur qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le processeur informatique à: a) simuler une production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant au moins l'une propriété du gisement ; b) comparer une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé ; c) modifier au moins l'une propriété à une valeur différente dans la plage de données de la propriété si le critère n'est pas satisfait ; et d) répéter les étapes a à d pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une propriété qui sont dans la plage de données. Selon d'autres caractéristiques du système : - la plage de données pour au moins l'une des propriétés est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire ; - la propriété du gisement comprend des données représentant une perméabilité relative à la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement ; - la propriété du gisement comprend au moins l'une d'une perméabilité ou d'une porosité de formation du gisement ; - la propriété du gisement comprend des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel. BREVE DESCRIPTION DES DESSINS La figure 1 est un schéma illustrant un flux de travaux selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 2 est un schéma illustrant un flux de données pour les informations de volume pétrophysique selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 3 est un schéma illustrant un flux de données pour les informations de modèle de fluide selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 4 est un schéma illustrant un flux de données pour les informations d'équilibre/roche-fluide selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 5 est un schéma illustrant le flux de données pour les informations de commande de temps de simulation/puits selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 6 un schéma illustrant le flux de données pour les informations de commande de simulation selon un mode de réalisation de la divulgation ; la figure 7 est un exemple de système qui peut être utilisé pour implémenter divers flux de données pour la modélisation de simulation selon un mode de réalisation de la divulgation. DESCRIPTION DETAILLEE DES MODES DE REALISATION DIVULGUES Tout d'abord, on appréciera que le développement d'une véritable application commerciale réelle incorporant des aspects des modes de réalisation divulgués nécessite de nombreuses décisions spécifiques à l'implémentation pour parvenir au but ultime du développeur pour le mode de réalisation commercial. Ces décisions spécifiques à l'implémentation peuvent comporter, sans probablement y être limitées, une conformité à des contraintes liées au système, liées aux entreprises, liées au gouvernement et autres, qui peuvent varier de par une implémentation spécifique, un emplacement et avec le temps. Tandis que les efforts d'un développeur peuvent être complexes et chronophages au sens absolu, ces efforts seraient néanmoins une entreprise de routine pour l'homme du métier ayant le bénéfice de cette divulgation. Il convient également de comprendre que les modes de réalisation divulgués et enseignés ici sont sujets à de nombreuses et diverses modifications et variantes de formes. Ainsi, l'utilisation d'un terme au singulier, tel que, sans s'y limiter, « un, une » et similaires, n'est pas destiné à limiter le nombre d'éléments. De même tout terme de relation, tel que, sans s'y limiter, « dessus », « fond », « gauche », « droit », « supérieur », « inférieur », « bas », « haut », « côté », et similaires, utilisé dans la description écrite n'est utilisé qu'à des fins de clarté en référence spécifique aux dessins et n'est pas destiné à limiter la portée de la divulgation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation est divulgué un procédé de création d'un modèle de simulation d'un champ de pétrole et de gaz ayant une analyse d'incertitude et de sensibilité intégrée. Des modèles de simulation sont utilisés pour faciliter le développement de champs de pétrole et de gaz en simulant les sorties attendues du champ étant donné un ensemble d'entrées reflétant des informations concernant le champ. Les données de l'entrée de modèle de simulation peuvent souvent contenir une incertitude en raison d'une connaissance ou compréhension incomplète du gisement. Par exemple, il peut y avoir une incertitude concernant la plage de valeurs d'un ou plusieurs paramètres d'entrée pour le modèle de simulation de gisement. De même, le gisement peut être plus sensible à un ou plusieurs paramètres d'entrée de sorte que des variations de ces paramètres d'entrée peuvent créer des variations plus significatives de la sortie du modèle de simulation de gisement par rapport à d'autres paramètres d'entrée. Les modes de réalisation divulgués ici proposent une approche intégrée pour analyser et modéliser cette incertitude et sensibilité de paramètre de gisement, telle qu'évoquée davantage ici. Des exemples de paramètres qui peuvent être entrés dans le modèle de simulation de gisement comportent des informations concernant le volume pétrophysique du champ, qui peuvent comporter des paramètres tels que la perméabilité et la porosité attendues de la formation. Ces informations peuvent se situer dans une base de données contenant des données pour les diverses propriétés pétrophysiques du champ. L'entrée peut également comporter des informations concernant les données de description de fluide pour le champ, qui peuvent comporter des paramètres tels que la composition du fluide, et le modèle de fluide utilisé dans la simulation. Elle peut également comporter des informations concernant les données d'équilibre et de fluide- roche, telles que les contraintes de gisement et les paramètres initiaux. Les données pour le modèle de simulation peuvent en outre comporter des informations concernant le puits et les contraintes du puits. La plupart de ce type de données est statique, tel que le nom et l'emplacement du puits. Cependant, d'autres données peuvent varier dans le temps, telles que, par exemple, le fait que le puits est un puits d'injection ou un puits producteur, ou le statut d'intervalles de perforation. D'autres données supplémentaires qui peuvent être fournies au modèle de simulation comportent des informations concernant les installations de surface et le fait de savoir si le champ contient de multiples gisements. Cette catégorie d'informations peut comporter des informations concernant le nombre et les types de compresseur dans le champ, par exemple. Et l'entrée pour le modèle de simulation peut également comporter des informations concernant les commandes de simulation dans le champ, par exemple, des informations indiquant si les commandes sont automatiques ou constantes, et le procédé d'établissement d'un pas de temps utilisé par les commandes. Dans un mode de réalisation, le procédé utilise des informations générées par une application logicielle de modélisation de champ de pétrole. Un exemple de logiciel de modélisation de champ de pétrole approprié comporte l'application de modélisation de terrain DecisionSpacee, qui est un module de la suite DecisionSpacee Geosciences, disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc. L'application de modélisation de terrain DecisionSpacee est un outil de subsurface qui intègre des données de subsurface provenant de diagraphies de puits, de carottes et d'études sismiques ainsi que des données qualitatives pour construire une représentation en 3D d'un gisement. L'application peut également utiliser des approches à la fois stochastiques et déterministes pour créer un modèle géocellulaire d'un gisement. Les modèles géocellulaires emploient des grilles, chaque grille géocellulaire ayant une pluralité de cellules (« géocellules ») représentant une section ou un volume prédéfini du gisement, pour produire un modèle du gisement qui reflète les paramètres géologiques, géophysiques, pétrophysiques, de fluide, de roche, et autres, du gisement. L'application de modélisation de terrain DecisionSpacee, et d'autres applications appropriées, peuvent utiliser une grille géocellulaire en 2D ou en 3D reflétant diverses propriétés utilisées par un modèle de simulation, telles que la porosité, la profondeur structurelle, l'élévation, l'épaisseur, le net-à-brut, etc. Ces propriétés peuvent être stockées au centre de chaque cellule pour des grilles en 3D (centrées sur cellule). La rotation de grille peut être fondée sur la définition géologique de l'azimut où le degré zéro est égal au Nord. L'azimut de grille est défini en degré zéro plus ou moins la valeur de rotation. La grille géocellulaire peut être stockée dans une mémoire informatique en utilisant, par exemple, le format de stockage VDB de Halliburton Energy Services, Inc., ou un autre format approprié. Nombre de ces propriétés qui peuvent être utilisées par le modèle de simulation, telles que la perméabilité et la porosité, ne sont pas connues précisément lorsque le modèle de simulation est créé, et contiennent un élément d'incertitude, comme mentionné ci-dessus. D'autres propriétés utilisées par le modèle de simulation peuvent être connues à l'avance, telles que le fait de savoir si un puits particulier est un puits d'injection ou un puits producteur, mais ces propriétés peuvent changer au cours du temps. Des modes de réalisation de la divulgation permettent l'incorporation d'une estimation d'incertitude a priori ou obtenue au préalable lors de la création initiale du modèle de simulation, plutôt que de créer un modèle de simulation qui maintient un paramétrage solitaire explicite pour toutes les exigences de données d'entrée. Par exemple, les modèles de simulation peuvent faire varier des paramètres d'entrée d'après une contrainte prédéfinie sur la distribution du paramètre, telle qu'une distribution gaussienne, log-normale ou triangulaire. Le fait de faire varier les paramètres d'entrée peut également produire une analyse de sensibilité sur le paramètre particulier varié car il est lié au modèle de simulation. La figure 1 est un schéma de flux de travaux d'un procédé selon un mode de réalisation de la divulgation. Dans ce mode de réalisation, le procédé débute avec les étapes décrites au bloc 101a, qui illustrent un processus modèle unique/multiparamètre. La phase modèle unique/multiparamètre de la divulgation débute avec le bloc 102, dans laquelle un utilisateur définit un cas de simulation dynamique 103 (c'est-à-dire, un exemple de simulation) en sélectionnant ou entrant une grille géocellulaire qui a un gisement (c'est-à-dire, des milieux poreux à travers lesquels un flux de fluide sera modélisé) paramétré avec des matrices de propriétés pétrophysiques possédant un minimum de matrices de porosité et de perméabilité. Les modèles de grille et de propriétés pétrophysiques peuvent être définis ou créés dans, par exemple, des applications DecisionSpacee ou similaires de sorte que chaque cas de simulation 103 puisse avoir son propre ensemble de propriétés pétrophysiques paramétrées. Ces informations sont alors référencées par le cas de simulation 103 qui contient les blocs 103a à 103e qui peuvent être fournis en tant qu'entrée au générateur de modèle 104. Ces blocs de données 103a à 103e peuvent comporter des informations concernant les différentes catégories de données contenues dans les géocellules utilisées par le générateur de modèle et leurs propriétés. Par exemple, le bloc 103a contient des informations concernant les volumes pétrophysiques à utiliser par le générateur de modèle 104. Le bloc 103b contient des informations relatives aux données d'équilibre/fluide-roche. Le bloc 103e contient des informations concernant les données de fluide. Le bloc 103d contient des informations concernant les puits et les contraintes de puits, ainsi que la commande de temps. Le bloc 103e contient des informations concernant les commandes de simulation à utiliser pour le modèle de gisement numérique. Le cas simulation 103 est alors fourni au générateur de modèle 104. Un générateur de modèle approprié peut être, par exemple, l'application SimDataStudio Nexus® disponible auprès de Halliburton Energy Services, Inc. Des applications telles que SimDataStudio Nexuse permettent à l'utilisateur de définir ou sélectionner un modèle de simulation parmi plusieurs modèles de simulation disponibles à utiliser pour simuler le gisement. Le bloc de générateur de modèle 104 génère alors un modèle d'entrée approprié pour le simulateur exécuté 105 d'après les données définies ou entrées dans la plate-forme de simulation 103. Le modèle d'entrée provenant du générateur de modèle 104 contient également typiquement des informations nécessaires pour la simulation de flux numérique à exécuter dans le bloc 105, telles que les paramètres d'initialisation et autres paramètres de simulation. La sortie du bloc de simulation exécutée 105 peut alors être utilisée par un opérateur pour visualiser, via un afficheur approprié, les résultats de la simulation exécutée montrée dans le bloc 106. Suite au bloc 106, on détermine si le modèle créé dans le bloc de simulation exécutée 105 satisfait un ou plusieurs critères prédéterminés par l'opérateur de puits. Ces critères peuvent comporter, par exemple, la précision du modèle de simulation par rapport à des historiques de production ou le résultat de scénarii de production simulée pour la prévision de production de biens - en fonction du flux de travaux suivi. Les critères peuvent également impliquer la détermination permettant de savoir dans quelle mesure le modèle concorde étroitement à la pression dans le(s) puits et/ou le champ, ainsi que les taux de production et le volume cumulé, par rapport à l'historique de production. Si l'un ou plusieurs de ces critères sont satisfaits, alors le procédé peut poursuivre jusqu'au bloc 108 ou au bloc 110, selon qu'un flux de travaux concordant avec les historiques ou un flux de travaux de prédiction est utilisé. Si un flux de travaux concordant avec les historiques est utilisé, alors dans le bloc 108, les modèles peuvent être classés par volume produit. Si un flux de travaux de prédiction est utilisé, alors dans le bloc 110, les modèles sont utilisés pour une planification de biens. Pour les résultats qui ne satisfont pas le ou les critères dans le bloc 107, le flux peut poursuivre jusqu'au bloc 109 pour une modification des paramètres d'entrée, comme évoqué davantage ci- dessous. Les figures 2 à 6 sont des schémas de flux de données qui montrent plus en détail les informations contenues dans le cas de simulation 103. La figure 2 montre un schéma de flux de données permettant de fournir les informations de volume pétrophysique dans le bloc 103a du cas d'entrée 103. Les informations initiales peuvent être générées à l'origine dans un algorithme de modélisation du terrain, tel que DecisionSpace Geosciencese. La sortie de l'algorithme de modélisation du terrain est représentée par le bloc 102, par exemple, en format VDB. A partir de ces données, les informations sont extraites reflétant les paramètres générés par la sortie de modèle du terrain, tels que la perméabilité dans la direction horizontale (KH), et la porosité montrées dans les blocs 102b et 102c, respectivement. Cette perméabilité horizontale peut être en outre considérée comme une représentation d'une perméabilité d'orientation d'axe X (IO() et une perméabilité d'orientation d'axe Y (KY). La sortie de modélisation du terrain peut contenir de nombreuses réalisations, selon le processus de modélisation utilisé à l'origine par le géomodéliseur réalisant la modélisation du terrain. De multiples réalisations sont générées suite à l'utilisation de procédés stochastiques tandis que des modèles uniques sont générés suite à l'utilisation de procédés déterministes. En raison de la grande quantité de données qui peuvent être finalement traitées par le simulateur exécuté 105, il est avantageux de sélectionner les réalisations les plus susceptibles de représenter la description réelle de la subsurface et qui respectent au mieux tout paramètre de gisement connu. Ce sous-ensemble de réalisations est représenté dans le bloc 201. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la détermination des meilleures réalisations peut se faire en sélectionnant le(s) modèle(s) qui minime(nt) la différence entre des caractéristiques de drainage simulées et connues sur une base de champ ou de puits individuel. Après élimination de toute réalisation de valeur aberrante, un sous-ensemble de réalisations est créé, et le flux de données poursuit jusqu'aux blocs 202 et 203. Le bloc 202 contient les données représentant la perméabilité des roches et le modèle géocellulaire. La perméabilité est généralement attribuée à chaque cellule pour les directions axiales de la grille géocellulaire. Les informations de perméabilité sont des données de volume pétrophysique requises pour le cas de modèle de simulation dynamique 103. Un autre bloc de données requises permettant de générer le cas de simulation dans certains modes de réalisation concerne des informations quant à la porosité du gisement. Ces informations sont fournies dans le bloc 203 et sont des données de matrice de propriétés pétrophysiques requises utilisées dans le cas de simulation 103. Les blocs 204 à 206 représentent des données supplémentaires qui peuvent facultativement être fournies au bloc de volume pétrophysique du cas de simulation 103. Ces données peuvent comporter des informations net-à-brut dans le bloc 204, des informations de facies dans le bloc 205, et des informations concernant les types hydrauliques ou de roche de facies pétrographique dans le bloc 206. La figure 3 est un schéma de flux de données selon un mode de réalisation montrant le flux de données pour les informations comprenant les données de modèle de fluide utilisées par le cas de simulation 103. Le flux de données pour les données de modèle de fluide débute dans le bloc 301 dans lequel l'utilisateur sélectionne le type de modèle de fluide à utiliser. Dans le bloc 302, l'utilisateur peut sélectionner un modèle de composition qui requiert une entrée fournie par d'autres blocs de données, comportant l'équation de définition d'état dans le bloc 303 et la définition de propriétés de composant dans le bloc 304. En variante, l'utilisateur peut sélectionner un modèle d'huile noire, gaz-eau, eau-huile, des valeurs K, ou des modèles d'huile noire améliorés. Si l'utilisateur sélectionne un modèle de fluide du type défini dans le bloc 305, alors ce modèle peut être pourvu de données par les blocs 306 à 308 qui fournissent un modèle de fluide 305 avec des informations concernant la densité, la masse moléculaire, la dilatation différentielle et la description de saturation de gaz. Ces modèles peuvent, quant à eux, être pourvus de données facultatives pour améliorer leur précision, telles que toute dépendance, par exemple, de la température ou API, montrée dans les blocs 309 à 310. Une fois que les informations dans les blocs 302 à 310 sont compilées, elles sont alors fournies au cas de simulation 103 dans le bloc de données de fluide 103c. La figure 4 est un schéma de flux de données montrant les informations de flux de données concernant l'équilibre/roche-fluide à utiliser dans le cas de simulation 103. Ces informations comportent la perméabilité relative dans le bloc 401 qui est fondée sur les informations montrées dans le bloc 402. Le bloc 403 contient des informations concernant les constantes et les paramètres initiaux de gisement. Celles-ci comportent, par exemple, les données montrées dans le bloc 404, tel que le contact de fluide, la température et la pression initiales, les propriétés de l'eau dans la formation, et la compressibilité de la roche et la profondeur de contacts de fluide attendues dans la formation. Les informations dans les blocs 401 à 404 sont typiquement requises par le cas de simulation 103. D'autres informations qui peuvent être fournies comportent des informations de pression capillaire montrées dans le bloc 405, qui peuvent être déterminées à l'aide des informations de corrélation dans le bloc 406. Le bloc 407 décrit des données de région qui différencient spatialement des propriétés discrètes en sous-ensembles, par exemple, le facies et les intervalles dans le bloc 408, et les définitions de type de roche (incluant le type hydraulique et le facies pétrographique) dans le bloc 409. Les données dans les blocs 401 à 409 sont alors fournies au bloc 103c qui fournit les données d'équilibre et de fluide-roche pour le cas de simulation 103. La figure 5 est un schéma de flux de données pour les puits et les informations de commande de temps de simulation utilisées par le cas de simulation 103. Ces informations comportent les données dans les temps de début et de fin pour le simulateur dans le bloc 501, les informations concernant le puits dans le bloc 502, par exemple, le nom du ou des puits, fourni dans le bloc 503, les emplacements des puits fournis dans le bloc 504, et les types de puits, par exemple, des puits de production ou d'injection, fournis dans le bloc 505. Ces informations peuvent également comporter le fait de savoir si le puits produit du gaz ou du pétrole ou, s'il s'agit d'un injecteur, s'il injecte de l'eau et/ou du gaz, comme représenté dans les blocs 506 à 507, respectivement. D'autres informations de puits concernent les intervalles de perforation, les contraintes concernant les débits et les pressions, et le type de puits de forage, par exemple, s'il est ouvert ou tubé. Ces informations sont fournies dans les blocs 508 à 510, respectivement. Un détail supplémentaire concernant le puits de forage est fourni dans les blocs 511 à 512 qui fournit le diamètre des puits de forage et les procédés de contrainte du fonctionnement du puits pendant la simulation. D'autres informations peuvent être fournies telles que la dépendance temporelle d'événements de puits montrés dans le bloc 513. La plupart de ces informations fournies dans les blocs 501 à 513 sont des informations statiques. Par exemple, les noms des puits et leur emplacement sont susceptibles de changer au cours des simulations de gisement. Néanmoins, certaines des données sont à dépendance temporelle, par exemple, le type du puits fourni dans le bloc 505 peut changer si le puits n'est plus un puits producteur mais un puits d'injection. Ou bien, le puits peut être perforé et les intervalles de perforation peuvent changer lorsque le gisement est produit. Les informations fournies dans les blocs 501 à 513 sont alors fournies au cas de simulation 103 dans le bloc de données 103d pour le puits et les informations de contrainte de puits requises par le constructeur de modèle de simulation 104 (voir la figure 1). La figure 6 est un schéma de flux de données pour le bloc d'informations concernant la commande fonctionnelle du cas de simulation 103 dans le bloc 103e. Ces informations comportent les informations de spécification de sortie dans le bloc 601. Elles peuvent également comporter les informations de commande de pas de temps dans le bloc 602 requises par la simulation. Les informations dans le bloc 602 comportent en outre le type de pas de temps, par exemple, automatique ou constant dans le bloc 603, le résolveur d'installation dans le bloc 604, qui est informé par le type fourni dans le bloc 605, les procédés d'établissement d'un pas de temps et de convergence fournis dans les blocs 606 à 607, et le fait de savoir si le procédé d'établissement d'un pas de temps est implicite ou à IMPES (pression implicite, saturation implicite), comme montré dans les blocs 608 à 609. Ces données sont alors fournies au constructeur de modèle 104 via le bloc de données 103e. En se référant à nouveau à la figure 1, une fois que le cas de simulation 103 est complet, à l'aide du flux de données fourni sur les figures 2 à 7, les informations dans le cas de simulation 103 sont alors utilisées pour générer un modèle informatique du gisement dans le bloc de constructeur de modèle 104. Ce modèle peut être généré, par exemple, par SimData Studio, qui est une application au sein du logiciel de bureau Nexuse, ou tout autre logiciel de construction de modèle approprié. Une fois que le modèle est généré, alors des simulations sont exécutées dans le bloc 105 à l'aide, par exemple, du logiciel Nexuse ou de simulateurs similaires. Les paramètres qui constituent divers blocs de données utilisés dans le cas de simulation 103 ne sont pas typiquement connus avec un degré élevé de précision avant que le modèle soit estimé. Par conséquent, ces paramètres sont sujets à des quantités éventuellement grandes d'incertitude. En tant que tel, les ingénieurs gisement peuvent utiliser des applications séparées pour réaliser une analyse d'incertitude après qu'une simulation ou plusieurs simulations initiales ont été exécutées. Il peut également être important que les ingénieurs gisement réalisent une analyse de sensibilité, leur permettant de comprendre quelles variations des paramètres d'entrée créent les variations les plus significatives de la sortie du modèle de simulation de gisement. L'application type permettant de réaliser une analyse de sensibilité est habituellement un progiciel séparé qui diffère de l'application utilisée à l'origine pour créer le cas de simulation. L'utilisation d'applications séparées pour réaliser une analyse d'incertitude et une analyse de sensibilité peut conduire à une inefficacité et une complexité opérationnelle. Des modes de réalisation de la divulgation permettent au modèle de simulation de gisement d'inclure une analyse de sensibilité sur l'incertitude de paramètre lors de la création initiale du modèle en exposant un paramétrage de sensibilité dans le cadre de la création du cas de simulation dans le bloc 103. En se référant à nouveau à la figure 1, le mode de réalisation permet d'employer et d'utiliser des plages, y compris des plages de valeurs de données, des plages de types de données, et similaires, pour des paramètres fournis dans les blocs de données 103a à 103e pour créer de multiples cas de simulation qui sont alors traités dans les blocs 104 à 106. Cela se traduit par la génération de multiples modèles qui sont alors sortis en vue d'une évaluation. Les modèles résultants peuvent être alors être soumis aux un ou plusieurs critères dépendant du flux de travaux indiqués dans le bloc 107, menant au bloc de classement 108, lorsqu'ils suivent un chemin de flux de travaux concordant avec les historiques ou au bloc de planification de biens 110 lorsqu'ils suivent un chemin de flux de travaux de prédiction. Concernant les résultats qui ne satisfont pas les un ou plusieurs critères dans le bloc 107, le flux peut poursuivre jusqu'au bloc 109 pour des changements au cas de simulation. Le bloc 109 désigne des changements qui peuvent devoir être apportés au cas de simulation suite aux résultats de simulation précédents. Ces changements peuvent être apportés avec toute application appropriée, y compris les applications DMS (système de gestion de décision, pour « Decision Management System »), et les applications de gestion de cas disponibles auprès de Halliburton Energy Services, Inc., ou toute autre application informatique qui peut servir d'interface avec une plate-forme de simulation associée à un cas de simulation, ainsi que tout éditeur de texte approprié. Les applications de type DMS exécutent une optimisation multiscénario, une analyse de sensibilité, une estimation d'incertitude et facilitent les flux de travaux concordant avec les historiques. Les changements qui sont apportés peuvent l'être à des multiplicateurs de transmissibilité, des propriétés de modèle de fluide, des contacts de fluide, etc. Dans l'ensemble, toute variable associée au cas de simulation généré avec lequel l'analyse de sensibilité doit être conduite peut être changée. Par exemple, par rapport au flux de données pour les informations de volume pétrophysique décrites sur la figure 2, la perméabilité et la porosité ne sont pas connues avec un degré élevé de précision. Par conséquent, de multiples matrices de perméabilités et de porosités sont fournies dans les blocs 202 à 203, qui sont alors fournies au cas de simulation 103 et au bloc de données de volumes pétrophysiques 103a. Cela crée de multiples cas de simulation de flux au sein du flux de travaux représenté sur la figure 1. Les résultats de simulation sont représentatifs d'un modèle de simulation décrit. La figure 7 illustre un exemple de système 700 qui peut être utilisé pour implémenter les divers blocs de simulation décrits ici. Comme on peut le voir, l'exemple de système 700 peut être un ordinateur classique de poste de travail, de bureau ou portable, ou il peut s'agir d'un système informatique personnalisé 700 développé pour une application particulière. Dans un agencement typique, le système 700 comporte un bus 702 ou une autre voie de communication permettant de transférer des informations parmi d'autres composants au sein du système 700, et une unité centrale 704 couplée au bus 702 permettant de traiter les informations. Le système 700 peut également comporter une mémoire principale 706, telle qu'une mémoire vive (RAM) ou un autre dispositif de stockage dynamique couplé au bus 702 permettant de stocker des instructions lisibles par ordinateur à exécuter par l'unité centrale 704. La mémoire principale 706 peut également être utilisée pour stocker des variables temporaires ou d'autres informations intermédiaires pendant l'exécution des instructions à exécuter par l'unité centrale 704. Le système 700 peut en outre comporter une mémoire morte (ROM) 708 ou un autre dispositif de stockage statique couplé au bus 702 permettant de stocker des informations statiques et des instructions pour l'unité centrale 704. Un dispositif de stockage lisible par ordinateur 710, tel qu'un lecteur de mémoire non volatile (par exemple, une mémoire Flash) ou un disque magnétique, peut être couplé au bus 702 pour stocker des informations et des instructions pour l'unité centrale 704. L'unité centrale 704 peut également être couplée via le bus 702 à un afficheur 712 permettant d'afficher des informations à un utilisateur. Un ou plusieurs dispositifs d'entrée 714, comportant des claviers alphanumériques et autres, une souris, une boule de commande, des touches de direction de curseur, et cetera, peuvent être couplés au bus 702 pour communiquer des informations et des sélections d'ordre à l'unité centrale 704. Une interface de communication 716 peut être prévue pour permettre au système de conception de puits horizontal 700 de communiquer avec un système 100 ou réseau externe. L'expression « instructions lisibles par ordinateur » telle qu'utilisée ci-dessus désigne toute instruction qui peut être réalisée par l'unité centrale 704 et/ou d'autres composants. De manière similaire, l'expression « support lisible par ordinateur » désigne tout support de stockage qui peut être utilisé pour stocker les instructions lisibles par ordinateur. Un tel support peut prendre de nombreuses formes, y compris, sans s'y limiter, des supports non volatils, des supports volatils et des supports de transmission. Les supports non volatils peuvent comporter, par exemple, des disques optiques ou magnétiques, tels que le dispositif de stockage 710. Les supports volatils peuvent comporter une mémoire dynamique, telle que la mémoire principale 706. Les supports de transmission peuvent comporter des câbles coaxiaux, du fil de cuivre et des fibres optiques, y compris les fils du bus 702. La transmission elle-même peut prendre la forme d'ondes électromagnétiques, acoustiques ou de lumière, telles que celles générées pendant des communications de données par radiofréquence (RF) et infrarouge (IR). Des formes courantes de supports lisibles par ordinateur peuvent comporter, par exemple, un support magnétique, un support optique, une puce mémoire, et tout autre support à partir duquel un ordinateur peut lire. Conformément aux exemples de modes de réalisation divulgués, un ou plusieurs modèles de simulation, applications de simulation et/ou bases de données utilisés pour générer les modèles, indiqués de façon générale en 718, peuvent également se trouver sur ou être téléchargés dans le dispositif de stockage 710 pour exécution. En général, les un ou plusieurs modèles de simulation et/ou blocs de simulation sont ou comportent un ou plusieurs programmes informatiques qui peuvent être exécutés par l'unité centrale 704 et/ou d'autres composants pour permettre à des utilisateurs de modéliser un gisement comme décrit ici. Ces programmes informatiques peuvent être implémentés dans tout langage de programmation informatique ou progiciel de développement approprié connu de l'homme du métier, y compris diverses versions de C, C++, FORTRAN, et similaires. En conséquence, et en général, les modes de réalisation divulgués ici peuvent être implémentés de nombreuses façons. Dans certains modes de réalisation, un procédé peut être prévu pour optimiser la production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz. Le procédé peut comprendre la sélection d'une grille géocellulaire, la grille géocellulaire comportant des données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement, et la définition d'une plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques, la plage de données reflétant une incertitude concernant quelles valeurs peuvent être utilisées pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques. Le procédé peut également comprendre la sélection d'un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement, la simulation de production de pétrole ou de gaz à partir du gisement, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques, et la comparaison d'une sortie de la production de pétrole ou de gaz simulée à partir du gisement à un critère prédéterminé. Le procédé peut comprendre en outre la modification d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait, et la répétition des étapes de simulation et de comparaison pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données. Un second modèle de simulation de gisement pour le gisement peut alors être sélectionné, et les étapes de simulation, de comparaison et de modification peuvent être répétées pour le second modèle de simulation de gisement. Les sorties pour les productions simulées à partir de chacun des premier et second modèles de simulation de gisement peuvent alors être classées dans certains modes de réalisation. Dans certains modes de réalisation, le procédé peut en outre comprendre l'une quelconque des particularités suivantes individuellement ou deux quelconques ou plus de ces particularités en combinaison : dans lequel la propriété du gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend des données représentant le fluide de formation, la propriété du gisement comprend des données représentant une perméabilité relative, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel, ou la propriété du gisement comprend des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. Un ou plusieurs modes de réalisation peuvent également comporter un support lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des données représentant une grille géocellulaire pour un gisement de pétrole et de gaz, la grille géocellulaire comportant des données représentant une ou plusieurs propriétés pétrophysiques du gisement, et un ensemble d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté, amène un processeur informatique à réaliser un procédé d'optimisation de production à partir du gisement. Par exemple, l'ensemble d'instructions peut amener le processeur informatique à recevoir une plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques, la plage de données étant fondée sur une estimation d'incertitude a priori du gisement, et recevoir un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement. L'ensemble d'instructions peut également amener le processeur informatique à simuler une production à partir du gisement de pétrole ou de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques pour le gisement, et comparer une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé. L'ensemble d'instructions peut également amener le processeur informatique à modifier au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait, et répéter les étapes de simulation et de comparaison pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données. Un second modèle de simulation de gisement pour le gisement peut être reçu, et les étapes de simulation, de comparaison et de modification peuvent être répétées pour le second modèle de simulation de gisement. Les sorties des productions simulées pour chacun des premier et second modèles de gisement peuvent alors être classées. Dans certains modes de réalisation, le procédé peut comprendre en outre l'une quelconque des particularités suivantes individuellement ou deux quelconques ou plus de ces particularités en combinaison : la propriété du gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend des données représentant le fluide de formation, la propriété du gisement comprend des données représentant une perméabilité relative, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété de gisement comprend des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel, ou la propriété du gisement comprend des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz peut comporter un processeur informatique et une base de données stockant des données représentant une ou plusieurs propriétés d'un gisement de pétrole et de gaz et un modèle géocellulaire du gisement, le modèle géocellulaire étant composé de données représentant au moins une propriété du gisement, la base de données stockant en outre une plage de données de la propriété et des données représentant un premier modèle de simulation de gisement. Le système peut en outre comprendre une mémoire informatique ayant des instructions exécutables par ordinateur qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le processeur informatique à optimiser la production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz. Par exemple, les instructions exécutables par ordinateur peuvent amener le processeur informatique à simuler une production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant au moins l'une propriété du gisement et comparer une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé. Les instructions exécutables par ordinateur peuvent également amener le processeur informatique à modifier au moins l'une propriété à une valeur différente dans la plage de données de la propriété si le critère n'est pas satisfait, et à répéter les étapes de simulation et de comparaison pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une propriété qui sont dans la plage de données. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les instructions exécutables par ordinateur peuvent en outre amener le processeur informatique à simuler une production à partir du gisement de pétrole et de gaz avec un second modèle de simulation de gisement utilisant au moins l'une propriété du gisement, le second modèle de simulation de gisement étant stocké dans la base de données. Les instructions exécutables par ordinateur peuvent alors amener le processeur informatique à comparer la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz d'après le second modèle de simulation de gisement à un critère prédéterminé, et à modifier au moins l'une propriété à une valeur différente dans la plage de données de la propriété si le critère n'est pas satisfait. Les étapes de simulation, de comparaison et de modification peuvent ensuite être répétées pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une propriété qui sont dans la plage de données, et les sorties des productions simulées pour chacun des premier et second modèles de simulation de gisement peuvent être classées. Dans certains modes de réalisation, le système peut en outre comprendre l'une quelconque des particularités suivantes individuellement ou deux quelconques ou plus de ces particularités en combinaison, dans lesquelles la propriété du gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété du gisement comprend des données représentant le fluide de formation, la propriété du gisement comprend des données représentant une perméabilité relative, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire de la formation de gisement, la propriété du gisement comprend au moins l'une de la perméabilité ou de la porosité de la formation de gisement, la propriété du gisement comprend des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel, et la plage de données d'au moins l'une propriété est définie d'après au moins l'une des distributions gaussienne, log-normale ou triangulaire. Bien que les modes de réalisation divulgués aient été décrits en référence à une ou plusieurs implémentations particulières, l'homme du métier reconnaîtra que de nombreux changements peuvent y être apportés sans s'éloigner de l'esprit ou de la portée de la description. En conséquence, chacun de ces modes de réalisation et des variations évidentes de ceux-ci est envisagé comme se trouvant dans l'esprit et la portée des revendications. REVENDICATIONS1. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz comprenant : a) la sélection d'une grille géocellulaire, la grille géocellulaire comportant des données représentant des propriétés pétrophysiques du gisement ; b) la définition d'une plage de données pour au moins une des propriétés pétrophysiques, la plage de données reflétant une incertitude concernant quelles valeurs peuvent être utilisées pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques ; c) la sélection d'un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement ; d) la simulation de production de pétrole ou de gaz à partir du gisement, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques ; e) la comparaison d'une sortie de la production de pétrole ou de gaz simulée à partir du gisement à un critère prédéterminé ; f) la modification d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait ; g) la répétition des étapes d à f pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données ; h) la sélection d'un second modèle de simulation de gisement pour le gisement ; i) la répétition des étapes d à g pour le second modèle de simulation de gisement ; et j) le classement des sorties des productions simulées pour chacun des premier et second modèles de simulation de gisement. 2. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité et une porosité de formation du gisement. 3. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent un fluide de formation. 4. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité relative de la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement. 5. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel la plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire. 6. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel. 7. Procédé d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 1, dans lequel les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. 8. Support lisible par ordinateur sur lequel sont stockées des données représentant une grille géocellulaire d'un gisement de pétrole et de gaz, la grille géocellulaire comportant des données représentant une ou plusieurs propriétés pétrophysiques du gisement, et un ensemble d'instructions qui, lorsqu'il est exécuté, amène un processeur informatique à réaliser un procédé d'optimisation de production à partir du gisement, comportant : a) la réception d'une plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques, la plage de données étant fondée sur une estimation d'incertitude a priori du gisement ; b) la réception d'un premier modèle de simulation de gisement pour le gisement ; c) la simulation de production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant les propriétés pétrophysiques du gisement ;d) la comparaison d'une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé ; e) la modification d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques à une valeur différente dans la plage de données si le critère n'est pas satisfait ; f) la répétition des étapes c à d pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une des propriétés pétrophysiques qui sont dans la plage de données ; g) la réception d'un second modèle de simulation de gisement pour le gisement ; h) la répétition des étapes c à e pour le second modèle de simulation de gisement ; et i) le classement des sorties des productions simulées pour les premier et second modèles de simulation de gisement. 9. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité ou une porosité du gisement. 10. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent un fluide de formation du gisement. 11. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent une perméabilité relative à la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement. 12. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel la plage de données pour au moins l'une des propriétés pétrophysiques est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire. 13. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel.30 14. Support lisible par ordinateur d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 8, dans lequel les données représentant les propriétés pétrophysiques du gisement comprennent des données reflétant des commandes de simulation pour un emplacement de puits individuel. 15. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz comprenant : un processeur informatique ; une base de données stockant des données représentant une ou plusieurs propriétés d'un gisement de pétrole et de gaz et un modèle géocellulaire du gisement, le modèle géocellulaire étant composé de données représentant au moins une propriété du gisement, la base de données stockant en outre une plage de données de la propriété et des données représentant un premier modèle de simulation de gisement ; une mémoire informatique ayant des instructions exécutables par ordinateur qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le processeur informatique à : a) simuler une production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec le premier modèle de simulation de gisement utilisant au moins l'une propriété du gisement ; b) comparer une sortie de la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz à un critère prédéterminé ; c) modifier au moins l'une propriété à une valeur différente dans la plage de données de la propriété si le critère n'est pas satisfait ; et d) répéter les étapes a à d pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une propriété qui sont dans la plage de données. 16. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 15, dans lequel les instructions exécutables par ordinateur amènent en outre le processeur informatique à : f) simuler une production à partir du gisement de pétrole et de gaz, avec un second modèle de simulation de gisement utilisant au moins l'une propriété du gisement, le second modèle de simulation de gisement étant stocké dans la base de données ;g) comparer la production simulée à partir du gisement de pétrole et de gaz d'après le second modèle de simulation de gisement à un critère prédéterminé ; h) modifier au moins l'une propriété à une valeur différente dans la plage de données de la propriété si le critère n'est pas satisfait ; i) répéter les étapes f à h pour deux valeurs ou plus d'au moins l'une propriété qui sont dans la plage de données ; et j) classer les sorties des productions simulées pour chacun des premier et second modèles de simulation de gisement. 17. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 15, dans lequel la plage de données pour au moins l'une des propriétés est définie d'après l'une des distributions gaussienne, Log-normale ou triangulaire. 18. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 15, dans lequel la propriété du gisement comprend des données représentant une perméabilité relative à la formation, une pression de fluide, une température de fluide ou une pression capillaire du gisement. 19. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 15, dans lequel la propriété du gisement comprend au moins l'une d'une perméabilité ou d'une porosité de formation du gisement. 20. Système d'optimisation de production à partir d'un gisement de pétrole et de gaz selon la revendication 15, dans lequel la propriété du gisement comprend des données statiques reflétant un emplacement de puits individuel. é