Brevet FR3034556A1 — publié le 20161007

Arrière-plan La sismologie est utilisée pour l'exploration, les études archéologiques, et les projets d'ingénierie qui requièrent des informations géologiques. La sismologie d'exploration fournit des données qui, utilisées conjointement avec d'autres données géophysiques, de trou de forage, et géologiques disponibles, peuvent fournir des informations à propos de la structure et de la répartition des types de roches et de leurs contenus. De telles informations aident grandement les recherches de réservoirs géothermiques, d'eau, et de dépôts minéraux tels que des hydrocarbures et des minerais. La plupart des compagnies comptent sur la sismologie d'exploration pour sélectionner des sites dans lesquels explorer des puits de pétrole d'exploration. La sismologie traditionnelle emploie des ondes sismiques générées artificiellement pour cartographier des structures au sein d'une région de subsurface. Les ondes sismiques se propagent depuis une source jusqu'à la terre et se réfléchissent depuis des frontières entre des structures de subsurface. Des récepteurs de surface détectent et enregistrent les ondes sismiques réfléchies pour une analyse ultérieure. Typiquement, les signaux enregistrés issus de chaque tir (c'est-à-dire chaque amorçage de la source) sont traités pour former une image partielle basée sur la profondeur de la subsurface. Les images partielles sont chevauchées et ajoutées (« empilées ») pour former une image volumétrique des frontières de subsurface qui délimitent les couches de la formation et d'autres structures. Les propriétés de chaque couche ou autre structure sont alors déterminées à partir d'une variété de sources incluant un 3034556 2 traitement supplémentaire des signaux sismiques, une mesure directe via des rapports de trou de forage et des carottes, et une interprétation par des géologues professionnels. 5 Le modèle géologique résultant présente une grande valeur pour l'identification de particularités de subsurface d'intérêt (dont des réservoirs), l'évaluation de stratégies de développement, et l'optimisation de l'exécution de ces stratégies. On trouve parmi les 10 utilisations communes de tels modèles, la détermination du potentiel de production de divers aménagements de puits forés dans et autour de réservoirs d'hydrocarbure. Ces déterminations impliquent typiquement la simulation d'écoulements de fluide issus de la matrice de formation 15 dans les puits de forage pour estimer des taux et volumes de production d'hydrocarbure. Pour de telles simulations, les valeurs de porosité et de perméabilité de la formation sont particulièrement intéressantes en fonction de la position partout dans la région contenant le 20 réservoir. Un facteur qui complique potentiellement nombre de formations (en particulier le rôle de plus en plus important joué par le schiste) est la présence de fractures naturelles qui peuvent servir de chemins 25 d'écoulement de fluide ou mécanismes de stockage qui dominent, ou pour le moins modifient, la porosité et/ou la perméabilité effectives du matériau matriciel. Les fractures tendent à être de nature bidimensionnelle, ayant une épaisseur (« ouverture ») qui est bien plus 30 petite que leurs dimensions latérales (longueur et largeur), et en tant que telles elles requièrent une manipulation spéciale lorsque l'on traite des simulations d'écoulement qui considèrent typiquement un bloc 3034556 3 volumétrique grossier en tant qu'unité fondamentale. Une approche abordée par la littérature est l'utilisation d'un modèle de bloc volumétrique augmenté par un réseau de fractures discrètes (DFN pour « Discrete Fracture 5 Network »). Le DFN représente les fractures sous forme de surfaces bidimensionnelles incorporées dans le modèle de bloc volumétrique. Souvent, les fractures sont présumées être des rectangles plats, bien que certaines représentations 10 permettent de représenter des fractures sous forme de surface en mosaïque qui peut avoir une forme irrégulière et peut être incurvée ou ondulée (c'est-à-dire non planaire). Dans n'importe quel cas, la littérature existante semble doter chaque fracture d'une ouverture 15 supposée (souvent dérivée d'une répartition statistique) qui est constante à travers la surface entière de la fracture, des fractures différentes ayant des valeurs d'ouverture différentes ou variant au hasard à travers la surface de fracture sans aucune corrélation physique. Ces 20 approches négligent certaines réalités de nature physique des géométries de fracture, introduisant des inexactitudes inéluctables sur les modèles et les résultats dérivés de cette approche. 25 Présentation Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un procédé de géomodélisation comprend: l'obtention d'un modèle d'une région de subsurface 30 comportant un réservoir, le modèle incluant un réseau de fractures discrètes; la détermination d'une carte d'ouverture pour chaque fracture dans le réseau de fractures discrètes, chaque 3034556 4 carte d'ouverture ayant des valeurs d'ouverture basées au moins en partie sur une dimension latérale de la fracture; pour chacune d'une pluralité de cellules dans le 5 modèle: l'identification d'une portion du réseau de fractures discrètes contenue au sein de la cellule donnée; la dérivation d'une perméabilité de fracture à 10 partir de cartes d'ouverture pour la portion identifiée; et le calcul d'une porosité de fracture à partir de cartes d'ouverture pour la portion identifiée; et l'affichage de la porosité de fracture et de la 15 perméabilité de fracture en fonction de la position partout dans la région de subsurface. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, ledit calcul inclut: la conversion de chaque carte d'ouverture en une 20 carte de porosité de fracture localisée; et l'intégration de valeurs de carte de porosité de fracture localisée pour la portion identifiée du réseau de fractures discrètes. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la 25 présente divulgation, ladite dérivation inclut: la transformation de chaque carte d'ouverture en une carte de perméabilité de fracture localisée; l'application de pondérations de composantes directionnelles à des valeurs de carte de perméabilité de 30 fracture localisée; et l'agrégation de valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée pondérées pour la portion identifiée du réseau de fractures discrètes. 3034556 5 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre l'estimation d'un volume de réservoir productible basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la 5 porosité de fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le procédé comprend en outre l'estimation d'un taux de production de réservoir basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la 10 perméabilité de fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la détermination inclut l'utilisation d'une technique géostatistique corrélée à la longueur pour associer une valeur d'ouverture à chaque 15 face d'une représentation en mosaïque de la fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la technique géostatistique comprend au moins l'un parmi: le krigeage, la simulation gaussienne séquentielle, et la co-simulation. 20 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la détermination inclut l'utilisation d'une technique géométrique pour attribuer une valeur d'ouverture corrélée à la longueur à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture. 25 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la technique géométrique attribue des valeurs d'ouverture pour doter la fracture d'une section elliptique. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la 30 présente divulgation, le modèle inclut en outre des valeurs de porosité matricielle et de perméabilité matricielle pour chaque cellule. 3034556 6 Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, un système de géomodélisation comprend: un stockage d'informations non volatil comportant un 5 modèle d'une région de subsurface, le modèle incluant un réseau de fractures discrètes; une mémoire comportant un logiciel de modélisation; et un ou plusieurs processeurs couplés à la mémoire 10 pour exécuter le logiciel de modélisation, le logiciel amenant les un ou plusieurs processeurs à dériver des valeurs de porosité de fracture spatialement dépendante et des valeurs de tenseur de perméabilité de fracture spatialement dépendante à partir du réseau de fractures 15 discrètes par: la détermination d'une carte d'ouverture pour chaque fracture dans le réseau de fractures discrètes, chaque carte d'ouverture ayant des valeurs d'ouverture qui sont basées au moins en partie sur une dimension courte de la 20 fracture; pour chacune d'une pluralité de cellules dans le modèle: l'identification d'une portion du réseau de fractures discrètes contenue au sein de la cellule 25 donnée; la dérivation d'une perméabilité de fracture à partir de cartes d'ouverture pour des fractures dans cette portion; et le calcul d'une porosité de fracture à partir des 30 cartes d'ouverture pour des fractures dans cette portion; et dans lequel le logiciel amène en outre les un ou plusieurs processeurs à afficher ou stocker la 3034556 7 perméabilité de fracture et la porosité de fracture en fonction de la position partout dans la région de subsurface. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la 5 présente divulgation, ledit calcul inclut: la conversion de chaque carte d'ouverture en une carte de porosité de fracture localisée; et l'intégration de valeurs de carte de porosité de fracture localisée pour la portion identifiée du réseau 10 de fractures discrètes. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, ladite dérivation inclut: la transformation de chaque carte d'ouverture en une carte de perméabilité de fracture localisée; 15 l'application de pondérations de composantes directionnelles à des valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée; et l'agrégation de valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée pondérées pour la portion identifiée 20 du réseau de fractures discrètes. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le système comprend en outre l'estimation d'un volume de réservoir productible basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la 25 porosité de fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le système comprend en outre l'estimation d'un taux de production de réservoir basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la 30 perméabilité de fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la détermination inclut l'utilisation d'une technique géostatistique corrélée à 3034556 8 la longueur pour associer une valeur d'ouverture à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la technique géostatistique 5 comprend au moins l'un parmi: le krigeage, la simulation gaussienne séquentielle, et la co-simulation. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la détermination inclut l'utilisation d'une technique géométrique pour attribuer 10 une valeur d'ouverture corrélée à la longueur à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, la technique géométrique attribue des valeurs d'ouverture pour doter la fracture d'une 15 section elliptique. Selon un ou plusieurs mode(s) de réalisation de la présente divulgation, le modèle inclut en outre des valeurs de porosité matricielle et de perméabilité matricielle pour chaque cellule. 20 Brève description des dessins En conséquence, on divulgue dans les dessins et la description suivante des systèmes et procédés de modélisation géologique qui emploient une cartographie 25 d'ouverture corrélée à la taille de la fracture et qui emploient en outre les cartes d'ouverture comme base de la détermination de tenseurs de porosité et de perméabilité de fracture localisée. Sur les dessins: la figure 1 est un schéma fonctionnel d'un système 30 de modélisation géologique illustratif. la figure 2A est une vue isométrique d'une région de subsurface illustrative. 3034556 9 la figure 2B est une vue isométrique d'un modèle volumétrique illustratif représentant la région de subsurface. la figure 3A est une vue de détail d'une cellule 5 modèle comportant une portion d'un réseau de fractures discrètes. la figure 3B est une représentation aplatie d'une fracture. la figure 4 est un organigramme d'un procédé de 10 modélisation géologique illustrative. la figure 5A est une représentation en mosaïque d'une fracture. la figure 5B est une vue de la représentation aplatie avec des bennes superposées. 15 la figure 5C est la représentation aplatie comportant des mosaïques associées à des bennes individuelles. la figure 6 est une cartographie de coordonnées de mosaïques associées à des valeurs d'ouverture. 20 Il convient toutefois de comprendre que les modes de réalisation spécifiques donnés sur les dessins et dans leur description détaillée ne limitent pas la divulgation, mais au contraire, qu'ils donnent à l'homme du métier la fondation sur laquelle discerner les formes, 25 équivalents et modifications alternatifs qui sont englobés avec les modes de réalisation donnés par la portée des revendications annexées. Description détaillée 30 Les systèmes et procédés divulgués sont compris au mieux dans un contexte illustratif. Nous commençons ici par une brève discussion du matériel qui intègre communément les outils de la profession de la 3034556 10 modélisation géologique. La figure 1 montre un système informatique incluant un poste de travail personnel 102. Le poste de travail 102 peut prendre la forme d'un ordinateur de bureau ayant une interface utilisateur (par 5 exemple clavier, souris, et afficheur) qui permet à l'utilisateur d'interagir avec le système, d'entrer des instructions et de visualiser des réponses. De cette manière, l'utilisateur est apte à charger des données sismiques dans le système, configurer et contrôler le 10 traitement des données pour obtenir et stocker des modèles géologiques, soumettre ces modèles à un traitement additionnel pour affinage, et utiliser ces modèles pour évaluation de stratégies de production via la simulation d'opérations de production potentielles. 15 Généralement, le poste de travail 102 manque de ressources internes suffisantes pour réaliser un tel traitement au moment opportun. Un réseau local (LAN) 104 couple le poste de travail 102 à un ou plusieurs ordinateurs multiprocesseurs 106, qui eux-mêmes sont 20 couplés via un réseau de stockage (SAN) 108 à une ou plusieurs unités de stockage partagé 110. Le LAN 104 assure une communication à grande vitesse entre les ordinateurs multiprocesseurs 106 et le poste de travail personnel 102. Le LAN 104 peut prendre la forme d'un 25 réseau Ethernet. Le(s) ordinateur(s) multiprocesseur(s) 106 procure(nt) une capacité de traitement parallèle pour permettre un traitement adéquatement prompt des données de modèle sismique et géologique. Chaque ordinateur 106 30 inclut de multiples processeurs 112, une mémoire répartie 114, un bus interne 116, une interface SAN 118, et une interface LAN 120. Chaque processeur 112 opère sur des tâches allouées pour résoudre une partie du problème 3034556 11 global et contribuer à au moins une partie des résultats globaux. On associe à chaque processeur 112 un module de mémoire répartie 114 qui stocke un logiciel d'application et un jeu de données brutes pour l'utilisation du 5 processeur. Le bus interne 116 assure une communication interprocesseur et une communication avec les réseaux SAN ou LAN via les interfaces 118, 120 correspondantes. Une communication entre processeurs dans différents ordinateurs 106 peut être assurée par le LAN 104 ou via 10 un mécanisme de boîte à lettres sur des dispositifs de stockage 110. Le SAN 108 procure un accès de faible latence à des dispositifs de stockage partagé 110. Le SAN 108 peut prendre la forme, par exemple, d'un réseau Fibrechannel 15 ou Infiniband. Les unités de stockage partagé 110 peuvent être de grandes unités de stockage d'informations autonomes qui emploient des supports de type disque magnétique pour un stockage de données non volatil. Pour améliorer la vitesse et la fiabilité de l'accès aux 20 données, les unités de stockage partagé 110 peuvent être configurées comme un ensemble redondant de disques (« RAID » pour « Redundant Disk Array »). C'est le logiciel qui configure les diverses parties du système informatique pour coordonner et s'exploiter 25 collectivement sous forme de système de modélisation géologique (« géomodélisation »). Un ou plusieurs progiciels propriétaires ou disponibles dans le commerce peuvent être installés dans le système informatique pour assurer la fonctionnalité souhaitée. Des scripts, flux de 30 travaux, ou autres mécanismes de programmation créés par l'utilisateur peuvent être employés pour personnaliser le fonctionnement du logiciel et automatiser certaines opérations telles que celles soulignées ci-dessous pour 3034556 12 une cartographie d'ouverture corrélée à la taille de la fracture et des déterminations de porosité et de perméabilité localisées. Les exemples de logiciel disponible dans le commerce qui supporte l'utilisation 5 d'une telle programmation d'utilisateur incluent le logiciel GOCAD de Paradigm, qui supporte l'utilisation de TCL (« bol Command Language ») ou CLI (« Command Language Interface »), et le logiciel Petrel de Schlumberger, qui inclut un gestionnaire de processus 10 pour créer des flux de travaux. Les deux progiciels supportent l'utilisation de plugiciels (« plug-ins » en anglais) qui peuvent être autorisés dans des langages de programmation traditionnels tels que C++. Néanmoins, l'implémentation des procédés suivants n'est limitée à 15 aucun langage logiciel ou environnement d'exécution spécifique. La figure 2a est une représentation d'une région de subsurface d'intérêt 200 comportant des lits de formation 202 et d'autres structures de subsurface, 20 incluant potentiellement un réservoir fracturé naturellement. Divers puits 204 peuvent être proposés ou déjà en existence pour production à partir du réservoir. Pour évaluer l'efficacité du placement de puits et d'autres paramètres personnalisables de la stratégie de 25 développement et de production de réservoir, la région de subsurface d'intérêt 200 est représentée par un modèle géologique 210 qui est quadrillé ou sinon divisé en cellules volumétriques 212. Chaque cellule se voit attribuer une valeur représentative d'un attribut 30 sismique et/ou d'autres propriétés de formation (par exemple porosité, perméabilité), permettant au modèle 210 de représenter la variation spatiale de ces propriétés partout dans la région d'intérêt. Typiquement, le modèle 3034556 13 est initialement basé sur des attributs sismiques tels que réflectivité, impédance acoustique, vitesse acoustique, et densité, et acquiert des valeurs de paramètre additionnel puisque des données additionnelles 5 et un traitement permettent d'affiner le modèle. Le format de données uniforme quadrillé se prête lui-même à une analyse informatique et à un rendu visuel à chaque étage du traitement. Pour permettre de développer et d'affiner le modèle 10 dans un délai raisonnable, et le rendre utile pour des simulations d'écoulement de fluide, il est nécessaire de limiter le nombre de cellules 212. Généralement, cette restriction amène les cellules à avoir des tailles de l'ordre de 10 mètres ou plus. Bien qu'il ne soit pas 15 inhabituel que des fractures aient des dimensions latérales de cette échelle, leurs ouvertures sont typiquement de l'ordre de quelques millimètres (ou des fractions de millimètres) les rendant essentiellement invisibles malgré leur influence sur la perméabilité et 20 la porosité de la formation. La figure 3a montre une cellule illustrative comportant des fractures internes 302, 304, représentées comme des surfaces bidimensionnelles. Les fractures 302, 304 sont juste la portion des fractures représentées par une composante de 25 réseau de fractures discrètes (« DFN ») du géomodèle 210, la portion qui coupe la cellule volumétrique illustrée. Pour permettre une flexion et une courbure des fractures, chaque fracture est représentée par une mosaïque, par exemple une représentation à maille triangulaire de la 30 fracture 304 comme le montre la figure 3b. D'autres techniques de représentation de surface sont connues et conviennent à une utilisation dans les systèmes et procédés divulgués, dont des mailles rectangulaires et 3034556 14 hexagonales, des mosaïques irrégulières, et des représentations en nuage de points. Compte tenu du contexte précédent, la figure 4 montre un organigramme d'un procédé de géomodélisation 5 illustratif employant une cartographie d'ouverture corrélée à la taille de la fracture. Elle commence par le bloc 402 où le système de géomodélisation obtient des informations à propos de propriétés de formation dans la région d'intérêt (dont les fractures), par exemple en 10 accédant à des bases de données contenant des données de prospection sismique et des rapports de trou de forage. Dans nombre de cas, des cartes de fracture détaillées ne sont pas disponibles. Dans de tels cas, la répartition des fractures peut être caractérisée statistiquement et 15 les paramètres statistiques employés pour générer (via une propagation stochastique par l'intermédiaire de champs de contrainte estimés) des réseaux de fractures discrètes simulés dans la région d'intérêt. Au bloc 404, le système de géomodélisation traite 20 les données de mesure pour dériver un modèle volumétrique de la région d'intérêt, dont un DFN. Le DFN a une représentation bidimensionnelle de chaque fracture sous forme de surface (potentiellement incurvée ou ondulée). Si elle n'est pas déjà normalisée sous une forme 25 adéquate, cette représentation est normalisée par le système au bloc 406. Dans le mode de réalisation envisagé, la représentation normalisée est une représentation plate et à maille triangulaire de la fracture, obtenue en projetant la représentation de DFN à 30 maille triangulaire de la fracture sur un plan. Dans le mode de réalisation envisagé, le plan est défini par une première droite entre les sommets les plus éloignés de la représentation DFN, et une seconde droite perpendiculaire 3034556 15 au sommet le plus éloigné de la première droite. D'autres projections sont également envisagées, à l'instar de représentations bidimensionnelles non projetées (par exemple des représentations paramétriques). 5 Au bloc 408, le système oriente la représentation normalisée au sein du plan pour placer une dimension longue de la représentation parallèle à l'axe x. Il est possible d'utiliser la première droite issue du bloc précédent comme axe x. Néanmoins, le mode de réalisation 10 envisagé oriente l'axe x parallèlement à la plus grande des deux dimensions caractéristiques appelées longueur de direction (Ldirection) et longueur de pendage (Lpendage ) - D'autres techniques d'orientation sont également adéquates, tant que l'axe x est généralement aligné avec 15 la plus longue dimension latérale de la fracture comme le montre la figure 5a. L'origine des axes des coordonnées est placée au centre de la représentation de la fracture, qui peut être calculée comme la moyenne des coordonnées x et la moyenne des coordonnées y. 20 Egalement au bloc 408, le système définit des bennes le long de l'axe x. La taille de la benne est de préférence choisie pour être approximativement égale à la largeur caractéristique des faces de la mosaïque de sorte que les bennes divisent effectivement la représentation 25 en colonnes approximativement de la largeur d'une tuile. Sur la figure 5b, les bennes sont montrées avec une taille égale à la longueur de bord moyenne. Ces opérations d'alignement et de bennage permettent au système de rendre compte des propriétés de roche 30 anisotropes qui amènent des fractures naturelles à s'écarter des formes de fracture circulaires ou rectangulaires idéalisées. 3034556 16 Au bloc 410, le système traite la représentation standard de chaque défaut pour associer chaque face à une benne correspondante. Dans le mode de réalisation envisagé, les centres de face (la moyenne des trois 5 sommets définissant chaque face) sont employés à cette fin, attribuant chaque face à la benne qui inclut le centre de la face. La figure 5c utilise des hachures croisées pour montrer les faces attribuées aux bennes 532, 534, et 536. 10 Une fois que chaque face a une benne attribuée, le système détermine la largeur de la fracture dans chaque benne. La figure 6 illustre la largeur W de la fracture dans la benne 534. La largeur peut être calculée comme la différence entre les valeurs de coordonnées y maximale et 15 minimale des sommets des faces dans la benne 534. Des mesures de largeur alternatives sont également envisagées, incluant la distance maximale entre des centres de face dans la benne 534. Au bloc 412, le système génère une carte d'ouverture 20 en attribuant une valeur d'ouverture localisée à chaque face de la représentation de fracture. Dans au moins certains modes de réalisation envisagés, cette tâche est réalisée géométriquement, tandis que dans d'autres modes de réalisation envisagés, cette tâche est réalisée 25 statistiquement pour corréler les valeurs de la fracture à la taille de la fracture. Dans l'un des modes de réalisation de nature géométrique, le système modélise la section de la fracture comme une ellipse comme le montre la figure 6. Le grand axe de l'ellipse s'étend depuis le 30 bord de dessus de la fracture vers son bord de dessous (et a ainsi une longueur égale à la largeur W de la fracture). A noter que l'ellipse n'est en général pas centrée sur l'axe x. Par exemple, l'ellipse pour les 3034556 17 faces dans la benne 536 (figure 5c) serait presque entièrement en dessous de l'axe x. Le petit axe de l'ellipse est dimensionné d'après la largeur de la fracture en conformité avec une relation de 5 corrélation telle que: b max = F VVK OÙ bmax est la longueur du petit axe en millimètres, F est une constante, W est la largeur de la fracture en millimètres, k est un exposant situé entre 0,5 et 2, et 10 la fraction est un facteur d'échelle pour rendre compte de la différence entre ouverture de fracture moyenne et ouverture maximale. Les paramètres de relation de corrélation sont sélectionnés par l'utilisateur d'après son expérience, des mesures de carottes, ou des rapports 15 de trou de sondage. On peut trouver dans la littérature des informations additionnelles sur des relations de corrélation taille/ouverture de fracture, dont par exemple S. P. Neuman, « Multiscale relationships between fracture length, aperture, density and permeability », 20 Geophysical Research Letters, vol. 35, n° 22, p. L22402, 2008; et S. L. Philipp, F. Afsar et A. Gudmundsson, « Effects of mechanical layering on hydrofracture emplacement and fluid transport in reservoirs », Frontiers in Earth Science, vol. 1, n° 4, 2013. 25 Pour déterminer la valeur d'ouverture pour chaque face dans la représentation de la fracture, le centre de la face est pris comme le point représentatif de la face entière. Avec yi représentant la coordonnée d'axe y du centre de la face pour la face j ajustée quant au 30 décalage entre le centre de l'ellipse et l'axe x, et W et bmax,i représentant les longueurs des petit et grand axes 3034556 18 de l'ellipse dans la benne i, la valeur d'ouverture pour la face j est À savoir, la valeur d'ouverture pour la face 5 correspond à la largeur de l'ellipse à la coordonnée y du centre de sa face, comme le montre la figure 6. Cette approche à la génération de valeurs d'ouverture localisées fournit des ouvertures de fracture elliptique suivant un schéma déterministe. 10 Un autre système envisagé attribue des valeurs d'ouverture localisée utilisant une technique géostatistique telle que la simulation gaussienne séquentielle (SGS), la simulation par bandes tournantes ou des versions de simulation multivariée de ces 15 procédés. Cette approche permet la création de multiples solutions (réalisations) qui sont de probabilité égale, ce qui mesure l'incertitude potentielle dans le modèle. Ces techniques emploient un chemin aléatoire passant par tous les centres des faces dans la fracture. En 20 contraignant les valeurs d'ouverture aux frontières de fracture à une valeur de zéro, ces techniques « marchent » sur les chemins aléatoires, attribuant à chaque face une valeur d'ouverture tirée d'une distribution de probabilité avec les valeurs de paramètre 25 souhaitées de moyenne, de variance, et de co-variance spatiale. Ces valeurs de paramètre peuvent être dérivées de mesures d'ouvertures de fracture existantes dans des carottes ou études dans la littérature (ou leurs variogrammes), dérivées de propagations de fracture 30 simulée, ou spécifiées par l'utilisateur. Les valeurs de paramètre de distribution de probabilités qui décrivent 3034556 19 des ouvertures de fracture peuvent être corrélées à la largeur de fracture, la taille d'ouverture moyenne, la position de fracture (horizontale et verticale), la densité de fracture et d'autres variables descriptives. 5 Au bloc 414, le système calcule une valeur de perméabilité localisée pour chaque face j. En supposant un écoulement laminaire, la perméabilité du flux le long de la fracture est: 10 Toutefois, lorsque la direction d'écoulement n'est pas alignée avec la fracture, la valeur de perméabilité localisée change en conformité avec l'angle a entre le vecteur d'écoulement et la normale à l'ouverture elliptique s'ouvrant sur la face englobante j (figure 6) = =cos' a 15 12 (Voir T.D.v. Golf-Racht, Fundamentals of fractured reservoir engineering de T.D. van Golf-Racht, Elsevier Amsterdam; New York, 1982, pages 147 à 157). Cette dernière expression est utilisée par le système 20 lors de la détermination des composantes directionnellement dépendantes du tenseur de perméabilité au bloc 416. En variante, la dépendance directionnelle peut être négligée (c'est-à-dire, le système suppose que la direction d'écoulement est toujours orientée le long 25 de la fracture) pour obtenir une valeur de perméabilité scalaire pour chaque face. Au bloc 416, le système coupe le réseau de fractures discrètes avec des cellules volumétriques issues du géomodèle. Le système s'intègre sur les faces de fracture 30 au sein de chaque cellule donnée pour dériver un tenseur de perméabilité totale ou une valeur scalaire pour cette 3034556 20 cellule. Le système s'intègre en outre sur les faces de fracture pour obtenir le volume de face total (le volume de chaque face j est le produit de l'ouverture bj avec l'aire de face Ai). Cette intégrale, lorsqu'elle est 5 divisée par le volume de cellule V'ii'i' donne la porosité de la fracture: (rif = A; b; /Vceime jccelidle Cette équation peut également être vue comme l'expression d'une valeur de porosité localisée pour 10 chaque face j de la représentation de la fracture: - Aibi Vceime De cette manière (c'est-à-dire l'association de valeurs de porosité et de perméabilité localisées avec les faces des représentations de fracture), le système 15 convertit une carte d'ouverture de la fracture en une carte de porosité de la fracture et une carte de perméabilité de la fracture. Ces cartes peuvent être vues ou, comme évoqué antérieurement, agrégées pour obtenir des valeurs pour les cellules du modèle volumétrique. 20 Au bloc 418, le système prend les valeurs de perméabilité de la fracture et de porosité de la fracture des cellules volumétriques, conjointement avec toutes autres sources significatives de perméabilité et de porosité (telles que les pores de matériau matriciel), et 25 les utilise pour évaluer tout réservoir dans la région d'intérêt. Une telle évaluation implique typiquement une détermination des saturations de fluide (incluant les pourcentages d'hydrocarbure dont est composé le fluide de la formation), une détermination de volume ou de densité 30 d'hydrocarbure sur place, et des simulations d'écoulement de fluide pour déterminer le volume et le taux 3034556 21 d'hydrocarbure productible pour diverses configurations de puits. Pour les simulations d'écoulement pour des réservoirs de type I, où les fractures sont la source 5 primaire de capacité de stockage d'hydrocarbure et servent de chemins d'écoulement primaires, il peut être suffisant de ne considérer que les propriétés de fracture lors de la réalisation d'une évaluation. Néanmoins, dans les réservoirs de type II, la porosité matricielle domine 10 le stockage d'hydrocarbure, et dans les réservoirs de type III, la matrice fournit les chemins d'écoulement primaires. Ainsi, des évaluations pour les réservoirs de type II et de type III doivent nécessairement considérer les propriétés matricielles en plus des propriétés de 15 fracture. Souvent, les simulations emploient une approche de volume fini (ou élément fini) en 3D (ou 2,5D hybride) pour résoudre les équations d'écoulement pour la matrice et les fractures séparément, complétée d'équations 20 modélisant le transfert de fluides entre matrice et fractures. Ces simulations peuvent impliquer un maillage d'échelle plus fin avec un quadrillage non structuré qui donne une très haute résolution dans la région proche de la fracture. En variante, les propriétés de la fracture 25 et de la matrice peuvent être combinées à une représentation équivalente dans un quadrillage relativement grossier ou mis à uneéchelle supérieure. Les résultats des simulations d'écoulement de fluide et d'autres opérations d'évaluation peuvent être 30 représentés visuellement sur un écran d'ordinateur pour que l'utilisateur les étudie et les manipule. Typiquement, l'utilisateur identifiera des problèmes potentiels en se basant sur ces représentations visuelles 3034556 22 et mènera des opérations supplémentaires pour aborder ces problèmes. De telles opérations supplémentaires peuvent inclure des simulations à grain plus fin, des configurations de puits alternatives, des traitements de 5 stimulation potentiels, et toute autre optimisation qui peut sembler justifiée d'après les ressources disponibles. Comme mentionné antérieurement, il est envisagé que les opérations montrées sur la figure 4 puissent être 10 implémentées sous la forme d'un logiciel, qui peut être stocké dans une mémoire d'ordinateur, dans des supports de stockage à long terme, et dans des supports de stockage d'informations portables. Il convient de noter que le procédé illustratif de la figure 4 n'est fournie 15 qu'à titre d'explication. En pratique, les diverses opérations montrées sur la figure 4 peuvent être réalisées dans différents ordres et ne sont pas nécessairement séquentielles. Par exemple, un traitement de géomodèle peut sensiblement bénéficier d'un 20 parallélisme. Dans certains modes de réalisation de procédé de traitement, des données issues de portions différentes du modèle peuvent être traitées indépendamment. Dans d'autres modes de réalisation, les opérations peuvent être « canalisées » de sorte que des 25 opérations sur des défauts individuels apparaissent dans la séquence montrée malgré l'application simultanée d'opérations différentes à des défauts différents. Des opérations additionnelles peuvent être ajoutées au procédé illustratif et/ou plusieurs des opérations 30 montrées peuvent être omises. De nombreux autres modifications, équivalents, et alternatives apparaîtront à l'homme du métier une fois que la divulgation ci-dessus sera pleinement appréciée. 3034556 23 Par exemple, la corrélation entre la taille et l'ouverture de la fracture peut prendre des formes autres que la loi des puissances donnée ci-dessus. La forme elliptique utilisée pour la détermination géométrique de 5 valeurs d'ouverture localisée peut être remplacée par d'autres formes, dont ovale, de larme, et d'amande mystique. Des formes rectangulaires et trapézoïdales sont également envisagées. La maille peut être formée de toute forme de polygone géométrique générique. Il est en outre 10 envisagé que les ouvertures attribuées puissent se voir donner une dépendance au temps qui elle-même introduit une dépendance au temps sur les valeurs de la porosité et de la perméabilité de la fracture localisée. Cette dépendance au temps peut être utilisée pour capturer les 15 effets de drainage et subsidence de réservoir. Les revendications suivantes sont censées être interprétées pour englober la totalité de ces modifications, équivalents, et alternatives, si applicables. REVENDICATIONS1. Procédé de géomodélisation, caractérisé en ce qu'il comprend: l'obtention d'un modèle (210) d'une région de subsurface (200) comportant un réservoir, le modèle incluant un réseau de fractures discrètes; la détermination d'une carte d'ouverture pour chaque fracture (302, 304) dans le réseau de fractures discrètes, chaque carte d'ouverture ayant des valeurs d'ouverture basées au moins en partie sur une dimension latérale de la fracture (302, 304); pour chacune d'une pluralité de cellules (212) dans le modèle (210): l'identification d'une portion du réseau de fractures discrètes contenue au sein de la cellule donnée (212); la dérivation d'une perméabilité de fracture à partir de cartes d'ouverture pour la portion identifiée; 20 et le calcul d'une porosité de fracture à partir de cartes d'ouverture pour la portion identifiée; et l'affichage de la porosité de fracture et de la perméabilité de fracture en fonction de la position 25 partout dans la région de subsurface (200). 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel ledit calcul inclut: la conversion de chaque carte d'ouverture en une 30 carte de porosité de fracture localisée; et l'intégration de valeurs de carte de porosité de fracture localisée pour la portion identifiée du réseau de fractures discrètes. 3034556 25 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel ladite dérivation inclut: la transformation de chaque carte d'ouverture en une 5 carte de perméabilité de fracture localisée; l'application de pondérations de composantes directionnelles à des valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée; et l'agrégation de valeurs de carte de perméabilité de 10 fracture localisée pondérées pour la portion identifiée du réseau de fractures discrètes. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, comprenant en outre l'estimation 15 d'un volume de réservoir productible basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la porosité de fracture. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, comprenant en outre l'estimation d'un taux de production de réservoir basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la perméabilité de fracture. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel la détermination inclut l'utilisation d'une technique géostatistique corrélée à la longueur pour associer une valeur d'ouverture à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture (302, 304). 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la technique géostatistique comprend au moins l'un parmi: le 3034556 26 krigeage, la simulation gaussienne séquentielle, et la co-simulation. 8. Procédé selon l'une quelconque des 5 revendications 1 à 5, dans lequel la détermination inclut l'utilisation d'une technique géométrique pour attribuer une valeur d'ouverture corrélée à la longueur à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture (302, 304). 10 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel la technique géométrique attribue des valeurs d'ouverture pour doter la fracture (302, 304) d'une section elliptique. 15 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel le modèle (210) inclut en outre des valeurs de porosité matricielle et de perméabilité matricielle pour chaque cellule (212). 20 11. Système de géomodélisation, caractérisé en ce qu'il comprend: un stockage d'informations non volatil comportant un modèle (210) d'une région de subsurface (200), le modèle 25 (210) incluant un réseau de fractures discrètes; une mémoire (114) comportant un logiciel de modélisation; et un ou plusieurs processeurs (112) couplés à la mémoire (114) pour exécuter le logiciel de modélisation, 30 le logiciel amenant les un ou plusieurs processeurs (112) à dériver des valeurs de porosité de fracture spatialement dépendante et des valeurs de tenseur de 3034556 27 perméabilité de fracture spatialement dépendante à partir du réseau de fractures discrètes par: la détermination d'une carte d'ouverture pour chaque fracture (302, 304) dans le réseau de fractures 5 discrètes, chaque carte d'ouverture ayant des valeurs d'ouverture qui sont basées au moins en partie sur une dimension courte de la fracture (302, 304); pour chacune d'une pluralité de cellules (212) dans le modèle (210): 10 l'identification d'une portion du réseau de fractures discrètes contenue au sein de la cellule donnée (212); la dérivation d'une perméabilité de fracture à partir de cartes d'ouverture pour des fractures (302, 15 304) dans cette portion; et le calcul d'une porosité de fracture à partir des cartes d'ouverture pour des fractures (302, 304) dans cette portion; et en ce que le logiciel amène en outre les un ou 20 plusieurs processeurs (112) à afficher ou stocker la perméabilité de fracture et la porosité de fracture en fonction de la position partout dans la région de subsurface (200). 25 12. Système selon la revendication 11, dans lequel ledit calcul inclut: la conversion de chaque carte d'ouverture en une carte de porosité de fracture localisée; et l'intégration de valeurs de carte de porosité de 30 fracture localisée pour la portion identifiée du réseau de fractures discrètes. 3034556 28 13. Système selon la revendication 11 ou 12, dans lequel ladite dérivation inclut: la transformation de chaque carte d'ouverture en une carte de perméabilité de fracture localisée; 5 l'application de pondérations de composantes directionnelles à des valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée; et l'agrégation de valeurs de carte de perméabilité de fracture localisée pondérées pour la portion identifiée 10 du réseau de fractures discrètes. 14. Système selon l'une quelconque des revendications 11 à 13, comprenant en outre l'estimation d'un volume de réservoir productible basé au moins en 15 partie sur une dépendance spatiale de la porosité de fracture. 15. Système selon l'une quelconque des revendications 11 à 14, comprenant en outre l'estimation 20 d'un taux de production de réservoir basé au moins en partie sur une dépendance spatiale de la perméabilité de fracture. 16. Système selon l'une quelconque des 25 revendications 11 à 15, dans lequel la détermination inclut l'utilisation d'une technique géostatistique corrélée à la longueur pour associer une valeur d'ouverture à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture (302, 304). 30 17. Système selon la revendication 16, dans lequel la technique géostatistique comprend au moins l'un parmi: 3034556 29 le krigeage, la simulation gaussienne séquentielle, et la co-simulation. 18. Système selon l'une quelconque des 5 revendications 11 à 15, dans lequel la détermination inclut l'utilisation d'une technique géométrique pour attribuer une valeur d'ouverture corrélée à la longueur à chaque face d'une représentation en mosaïque de la fracture (302, 304). 10 19. Système selon la revendication 18, dans lequel la technique géométrique attribue des valeurs d'ouverture pour doter la fracture (302, 304) d'une section elliptique. 20. Système selon l'une quelconque des revendications 11 à 19, dans lequel le modèle (210) inclut en outre des valeurs de porosité matricielle et de perméabilité matricielle pour chaque cellule (212). 15 20