Brevet FR3066278A1 — publié le 20181116

À L'OFFICE AMÉRICAIN DES BREVETS ET DES MARQUES Demande de brevet concernant : CARACTÉRISATION DE FORMATION DE RÉSERVOIR À PARTIR D'UN RAPPORT T1/T2 DE RMN Inventeurs : YUESHENG CHENG, SONGHUA CHEN, MAGDALENA SANDOR AND WEI SHAO DOMAINE TECHNIQUE DE L'INVENTION [0001] Les modes de réalisation décrits dans la présente invention concernent de manière générale une diagraphie par résonance magnétique nucléaire (RMN) et, plus particulièrement, des procédés de caractérisation de formation de réservoir à partir d'un rapport T1/T2 de RMN, entre autres mesures. ARRIÈRE-PLAN DE L'INVENTION [0002] Des trous sont forés en profondeur dans la terre pour de nombreuses applications telles que l'exploration d'hydrocarbures, la production géothermique, et la séquestration de dioxyde de carbone. Différents types de mesures sont généralement effectués sur des outils de formation géologique afin d'utiliser efficacement des ressources de production. La perméabilité représente un type de mesure importante. La perméabilité se rapporte à une mesure de la capacité d'une roche à transmettre des fluides généralement à travers des pores reliés entre eux. La perméabilité est déterminée à partir des tailles de pores pouvant transmettre un fluide et est généralement mesurée en utilisant un outil de résonance magnétique nucléaire (RMN) disposé dans un trou pénétrant la formation géologique. 2 3066278 [0003] Deux équations de perméabilité standard ont été établies pour des applications dans le secteur du pétrole. L'équation de Schlumberger-Doll Research (SDR) utilise simplement la moyenne géométrique de la distribution T2 de mesure 5 pour dériver la perméabilité. L'équation de Timur-Coates utilise une valeur seuil T2 qui divise la distribution T2 en une saturation de fluide déplaçable et irréductible et rapporte ces valeurs à la perméabilité. Les deux équations montrent la perméabilité en tant que fonction de la porosité et du ou des 10 paramètres qui sont dérivés de la distribution T2, c'est-à-dire de la détermination de la distribution de la taille des pores. Même si les deux équations sont en apparence différentes, elles décrivent toutes deux les mêmes informations sous-jacentes par des biais différents. Les deux équations sont utilisées avec 15 succès pour caractériser une roche silicoclastique contenant des distributions de la taille diamètre des pores variées. Cependant, leur application pour la caractérisation de la roche carbonatée est plus problématique. Dans les carbonates, les paramètres RMN utilisés pour estimer la perméabilité et la saturation en eau 20 irréductible varient de manière parfois imprévisible. Ainsi, il serait souhaitable dans le secteur du forage que les techniques permettant de déterminer la perméabilité d'une formation puissent être améliorées. 25 BRÈVE DESCRIPTION DES DIVERSES VUES DU DESSIN [0004] Pour une compréhension plus complète des modes de réalisation décrits, et pour des avantages supplémentaires de ceux-ci, il est maintenant fait référence à la description suivante prise avec les dessins qui l'accompagnent dans lesquels : [0005] La figure 1 représente un environnement de diagraphie en cours de forage (LWD) illustratif, conformément aux modes de réalisation de la présente invention ; 3 3066278 [0006] La figure 2 représente un environnement de diagraphie au câble illustratif, conformément aux modes de réalisation de la présente invention ; [0007] La figure 3 représente un schéma fonctionnel 5 d'un système de diagraphie RMN, conformément à des modes de réalisation particuliers de la présente invention ; [0008] La figure 4 représente un système de traitement d'informations illustratif permettant de gérer des opérations de diagraphie, conformément à des modes de 10 réalisation particuliers de la présente invention ; [0009] La figure 5 est un schéma fonctionnel illustrant un processus de caractérisation de formation de réservoir à partir d'un rapport T1/T2 de RMN conformément à un mode de réalisation de la présente invention ; 15 [0010] La figure 6 représente des tracés montrant la relation entre le rapport Tl/T2 et la taille des pores pour le système de pores à entaille où p2/ pl - 2 ; [0011] La figure 7 représente des tracés montrant la relation entre le rapport Tl/T2 et la taille des pores pour le 20 système de pores cylindriques où p2/ pi - 2 ; [0012] La figure 8 représente des tracés montrant la relation entre le rapport Ti/T2 et la taille des pores pour le système de pores sphériques où p2/ pl - 2 ; [0013] La figure 9 représente des tracés montrant 25 la relation entre le rapport Ti/T2 et la taille des pores pour le système de pores cylindriques où P2/ P, = 4 ; [0014] Les figures 10 et 11 sont des tracés de prédiction de perméabilité à partir de données de MNR en utilisant des modes de réalisation de la présente invention ; 30 [0015] La figure 12 est un tracé de prédiction de perméabilité à partir de données MNR en utilisant un procédé T2GM traditionnel ; [0016] La figure 13 représente les résultats d'expériences en laboratoire de pression capillaire par 35 injection de mercure (MICP) sur des échantillons carottés de réservoir de carbonate ; et 4 3066278 [0017] Les figures 14A et 14B représentent des séquences d'impulsion et d'inversion illustratives. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION DÉCRITS 5 [0018] La discussion ci-dessous est présentée pour permettre à un homme de l'art de fabriquer et d'utiliser l'invention. Diverses modifications seront évidentes pour les hommes de l'art, et les principes généraux décrits dans la présente invention peuvent être appliqués à des modes de 10 réalisation et applications autres que ceux détaillés ci-dessous sans s'écarter de l'esprit et du champ d'application des modes de réalisation décrits tels que définis dans la présente invention. Les modes de réalisation décrits n'ont pas vocation à être limités aux modes de réalisation particuliers représentés, 15 mais doivent être considérés comme ayant le champ d'application le plus large conformément aux principes et aux caractéristiques décrits dans la présente invention. [0019] Les termes « coupler » ou « couplé(e)(s) » tels qu'utilisés dans la présente invention ont vocation à 20 désigner une liaison indirecte ou directe. Ainsi, si un premier dispositif est couplé à un second dispositif, cette liaison peut être réalisée à travers une liaison directe, ou à travers une liaison électrique ou mécanique indirecte via d'autres dispositifs et liaisons. Le terme « en amont » tel qu'utilisé 25 dans la présente invention désigne le long d'un trajet d'écoulement vers la source de l'écoulement, et le terme « en aval » tel qu'utilisé dans la présente invention désigne le long d'un trajet d'écoulement s'éloignant de la source de l'écoulement. Le terme « haut du trou » tel qu'utilisé dans la 30 présente invention signifie le long de la colonne de forage ou du trou depuis l'extrémité distale vers la surface, et « fond du trou » tel qu'utilisé dans la présente invention signifie le long de la colonne de forage ou du trou depuis la surface vers l'extrémité distale. 5 3066278 [0020] On comprendra que le terme « matériel de forage de puits de pétrole » ou « système de forage de puits de pétrole » n'a pas vocation à limiter l'utilisation du matériel et des processus décrits avec ces termes au forage d'un puits de 5 pétrole. Les termes englobent également le forage de puits de gaz naturel ou de puits d'hydrocarbures en général. En outre, ces puits peuvent être utilisés pour la production, la surveillance ou l'injection en rapport avec la récupération d'hydrocarbures ou d'autres matières depuis la subsurface. Cela 10 pourrait inclure également les puits géothermiques destinés à offrir une source d'énergie calorifique à la place d'hydrocarbures. [0021] Comme l'homme de l'art le comprendra, certains aspects de la présente description peuvent être 15 intégrés sous la forme d'un système, d'un procédé ou d'un produit de programme informatique. Par conséquent, certains aspects de la présente invention peuvent prendre la forme d'un mode de réalisation entièrement matériel, d'un mode de réalisation entièrement logiciel (y compris un micrologiciel, un 20 programme résident, un microcode, etc.) ou un mode de réalisation combinant des aspects logiciels et matériel qui peuvent tous généralement être appelés dans la présente invention un « circuit », un « module » ou un « système ». De plus, certains aspects de la présente description peuvent 25 prendre la forme d'un produit de programme informatique intégré à un ou plusieurs supports lisibles par ordinateur ayant un code de programme lisible par ordinateur intégré à ceux-ci. [0022] Aux fins de la présente invention, un système de traitement d'informations peut comprendre tout 30 dispositif ou ensemble de dispositifs pouvant être utilisés pour calculer, classer, traiter, émettre, recevoir, récupérer, créer, commuter, stocker, afficher, présenter, détecter, enregistrer, reproduire, manipuler ou utiliser n'importe quelle forme d'information, de renseignement ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de commande ou autres. Des 6 3066278 exemples de systèmes, d'environnements et/ou de configurations informatiques bien connus qui utilisation avec le système peuvent être adaptés à une de traitement d'informations comprennent notamment des systèmes d'ordinateur personnel, des 5 systèmes d'ordinateur serveur, des clients légers, des clients lourds, des dispositifs portatifs ou portables, des systèmes multiprocesseur, des systèmes à microprocesseur, des décodeurs, de l'électronique grand public programmable, des PC réseau, des systèmes de mini-ordinateur, des systèmes d'ordinateur central, 10 et des environnements de traitement de données distribués qui comprennent l'un quelconque des systèmes ou dispositifs ci-dessus ou tout autre dispositif adapté dont la taille, la forme, les performances, la fonctionnalité et le prix peuvent varier. Le système de traitement d'informations peut comprendre une 15 variété de supports lisibles par un système informatique. Ces supports peuvent être n'importe quels supports auxquels le système de traitement d'informations peut accéder, et ils comprennent à la fois des supports volatiles et non volatiles, amovibles et non amovibles. Le système de traitement 20 d'informations peut comprendre des supports lisibles par un système informatique sous la forme d'une mémoire volatile, telle qu'une mémoire vive (RAM) et/ou une mémoire cache. Le système de traitement d'informations peut comprendre en outre d'autres supports de stockage sur un système informatique amovibles/non 25 amovibles, volatiles/non-volatiles, une ou plusieurs ressources de traitement telles qu'une unité centrale (« CPU ») ou une logique de commande matérielle ou logicielle, et/ou une ROM. Des composants supplémentaires du système de traitement d'informations peuvent comprendre un ou plusieurs ports réseau 30 pour communication avec des dispositifs externes ainsi que divers dispositifs d'entrée et sortie (« E/S »), tels qu'un clavier, une souris, et un affichage vidéo. Le système de traitement d'informations peut également comprendre un ou plusieurs bus pouvant être utilisés pour émettre des 35 communications entre les divers composants matériels. 7 3066278 [0023] Un appareil et un procédé d'estimation de la perméabilité d'une formation terrestre avec une précision accrue en utilisant des données RMN obtenues à partir d'un outil RMN sont décrits. La précision accrue provient de l'utilisation d'un 5 modèle de pores personnalisé pour chaque formation diagraphiée par l'outil RMN. Des crêtes que l'on peut distinguer d'un point de vue statistique dans la distribution de la taille des pores sont considérées comme des types distincts de pores dans la formation rocheuse. En fonction de la forme et du poids relatif 10 des crêtes, les types de pores qui contribuent à la majorité de l'écoulement de fluide sont sélectionnés et le diamètre moyen de ces types de pores est calculé. La perméabilité est ensuite calculée en utilisant uniquement les types de pores qui contribuent à la majorité de l'écoulement de fluide. 15 [0024] Le fonctionnement du système de diagraphie RMN et des modes de réalisation de procédé décrits est mieux compris dans le contexte. Par conséquent, la figure 1 montre un environnement de diagraphie en cours de forage (LWD) illustratif. Une plateforme de forage 100 soutient une tour de forage 102 20 ayant une moufle mobile 104 permettant de monter et descendre une colonne de forage 106. Une tige d'entraînement de colonne de forage 108 soutient le reste de la colonne de forage 106 tandis qu'elle est descendue à travers une table de rotation 110. La table de rotation 110 fait tourner la colonne de forage 106, en 25 faisant ainsi tourner un trépan 112. Tandis que le trépan 112 tourne, il crée un trou 114 qui passe à travers diverses formations 116. Une pompe 118 fait circuler un fluide de forage à travers une conduite d'alimentation 120 vers une tige d'entraînement 108, en fond de trou à travers l'intérieur d'une 30 colonne de forage 106, à travers des orifices dans un trépan 112, de retour à la surface via l'espace annulaire 122 autour de la colonne de forage 106, et dans un bassin de retenue 124. Le fluide de forage transporte des déblais de forage depuis le trou 114 dans le bassin 124 et aide à préserver l'intégrité du trou. 35 En fonction des exigences de la tâche, le fluide de forage peut 8 3066278 être à base de pétrole (avec une résistivité élevée) ou à base d'eau (avec une faible résistivité). [0025] Le trépan 112 n'est qu'une pa-rtie d'un ensemble LWD de trou en découvert qui comprend une ou plusieurs 5 masses-tiges 126 et un ou plusieurs outils de diagraphie 128, 132. Des masses-tiges 126 sont des sections de conduite en acier à paroi épaisse qui apportent du poids et de la rigidité au processus de forage. Les outils de diagraphie 128, 132 (dont certains peuvent être incorporés aux masses-tiges) recueillent 10 des mesures de divers paramètres de forage ou de formation. À titre d'exemple, un instrument de diagraphie 128 peut être intégré à l'ensemble de fond de trou à proximité du trépan 112 pour collecter des mesures de densité d'outil à neutrons pulsés, des mesures de propagation d'onde acoustique, ou des mesures 15 d'intensité de rayons gamma. Pendant ce temps, un outil de diagraphie 132 peut être couplé à d'autres modules de colonne de forage 106 par un ou plusieurs adaptateurs 134. Conformément à certains modes de réalisation, l'un ou l'autre des outils de diagraphie 128, 132 peut comprendre un outil de diagraphie RMN 20 conçu pour fonctionner et/ou recevoir des instructions conformément à des techniques de caractérisation de réservoir décrites dans la présente invention. [0026] Des mesures provenant des outils de diagraphie 128, 132 peuvent être acquises par le biais d'un 25 sous-système de télémétrie (par exemple incorporé à un outil de diagraphie 128) à stocker dans une mémoire interne et/ou communiquées à la surface via une liaison de communication. La télémétrie par impulsions dans la boue est une technique répandue pour assurer une liaison de communication permettant de 30 transférer des mesures de diagraphie à un récepteur en surface 130 et de recevoir des commandes depuis la surface, mais d'autres techniques de télémétrie peuvent également être utilisées. [0027] À divers moments du processus de forage, la 35 colonne de forage 106 représentée à la figure 1 peut être 9 3066278 retirée du trou 114. Une fois la colonne de forage 106 retirée, tel que représenté à la figure 2, des opérations de diagraphie peuvent être réalisées en utilisant un outil de diagraphie au câble ou un chapelet d'outils 202 (c'est-à-dire un ensemble 5 d'outils de diagraphie suspendus par un engin de transport 204 ayant des conducteurs permettant d'alimenter électriquement les outils et de réaliser une télémétrie des outils à la surface). Il convient de noter que divers types de capteurs de propriétés de la formation peuvent être inclus avec l'outil de diagraphie 10 au câble 202. Par exemple, l'outil de diagraphie au câble illustratif 202 comprend un outil de diagraphie 132, qui peut correspondre à un outil de diagraphie RMN conçu pour fonctionner et/ou recevoir des instructions conformément aux techniques de caractérisation décrites dans la présente invention. L'outil de 15 diagraphie 132 peut être couplé à d'autres modules d'un outil de diagraphie au câble 202 par le biais d'un ou plusieurs adaptateurs ou ponts 134. [0028] Une installation de diagraphie au câble 206 collecte des mesures depuis l'outil de diagraphie 132, et 20 comprend des installations informatiques 208 permettant de gérer des opérations de diagraphie, d'acquérir et de stocker les mesures recueillies par l'outil de diagraphie au câble 202, et facultativement de traiter les mesures à afficher pour un utilisateur. Pour les environnements de diagraphie des figures 1 25 et 2, des paramètres mesurés peuvent être enregistrés et affichés sous la forme d'une diagraphie, c'est-à-dire un graphique en deux dimensions montrant le paramètre mesuré en fonction d'une position ou d'une profondeur d'outil. En variante, tout ou partie du traitement peut être effectué en fond de trou 30 et les mesures peuvent être enregistrées en haut du trou, en fond de trou, ou les deux, en utilisant l'électronique logé dans l'outil de diagraphie 132 tel que connu dans l'état de l'art. On comprendra que des moyens alternatifs peuvent être utilisés pour communiquer les mesures collectées à la surface dans la mesure 10 3066278 où le mode de communication précis est sans importance pour la mise en oeuvre de l'invention. [0029] L'outil de diagraphie RMN 132 comprend des composants RMN conçus pour effectuer des mesures RMN sur un 5 volume utile dans les formations 116. Le volume utile a une forme généralement toroïdale entourant le trou 114. [0030] La figure 3 montre un schéma fonctionnel d'un système de diagraphie RMN 300 illustratif. Le système de diagraphie RMN 300 comprend un ordinateur 302 qui stocke et 10 exécute le module de caractérisation 303 et l'interface 312. Le module de caractérisation 303 effectue des opérations de caractérisation de réservoir tel que décrit dans la présente invention. L'interface est conçue pour recevoir un ou plusieurs ensembles de données décrits ci-dessous. L'ordinateur 302 est 15 conçu pour fournir des commandes, une programmation et/ou des données à un émetteur 304. L'émetteur 304 peut comprendre un programmateur à impulsions, un synthétiseur à fréquences radio (RF), un déphaseur, une grille à impulsions, un amplificateur, et/ou d'autres composants pour contrôler le champ magnétique 20 pulsé pour des opérations de diagraphie RMN, comprenant les opérations de caractérisation décrites dans la présente invention. [0031] Le système de diagraphie RMN 300 comprend également des composants de spectromètre RMN 306 utilisés pour 25 des opérations de diagraphie RMN. Des exemples de composants de spectromètre RMN 306 comprennent un ou plusieurs aimants, bobines de shim, sondes/antennes, et/ou composants de verrouillage à fréquence de trames. En outre, les composants de spectromètre RMN 306 peuvent comprendre un duplexeur qui permet 30 la séparation entre courant d'émission et courant de réception. Le récepteur 308 du système de diagraphie RMN 300 est conçu pour recevoir et décoder des signaux RMN. Le récepteur 308 peut comprendre un convertisseur analogique-numérique (ADC), des filtres, des mélangeurs, des colonnes de séparation, des 35 préamplificateurs, et/ou d'autres composants pour recevoir des 11 3066278 signaux RMN et récupérer des données de mesure. Les données de mesure récupérées sont émises en sortie depuis le récepteur 308 vers un ordinateur 310 pour stockage et analyse. Les ordinateurs 302 et 310 illustrés pour le système de diagraphie RMN 300 5 peuvent être le même ordinateur ou des ordinateurs différents. [0032] Les composants de spectromètre RMN 306 sont conçus pour générer, lorsqu'ils sont actionnés, un champ magnétique statique ayant une intensité ou une grandeur de champ décroissante avec une distance radiale croissante depuis l'outil 10 RMN dans le volume utile. Une bobine ou une antenne RF est utilisée pour produire des champs RF pulsés sensiblement perpendiculaires au champ statique dans le volume utile. Les spins nucléaires dans le volume utile s'alignent partiellement le long du champ magnétique statique, appliqué par les 15 composants de spectromètre 306, en formant une aimantation nucléaire macroscopique. Un champ RF pulsé est appliqué pour incliner l'aimantation nucléaire dans le plan transversal, ce qui entraîne une précession de l'aimantation. Une telle impulsion d'inclinaison est suivie d'une série d'impulsions de 20 refocalisation et la série d'échos d'impulsion en résultant (également appelés échos de spin ou signaux RMN) est détectée par le récepteur 308. [0033] Les séquences d'impulsions peuvent prendre la forme d'une saturation-récupération (ou inversion- 25 récupération) suivie d'une séquence de Carr-Purcell-Meiboom-Gill (CPMG) ou, en variante, d'une séquence d'impulsions de rephasage optimisée (ORPS). Les figures 14A et 14B montrent une séquence d'impulsion illustrative avec une impulsion de saturation 1402 et une impulsion d'inversion 1406, respectivement. De même, 30 divers intervalles de temps sont illustrés pour les séquences d'impulsions, y compris : un temps d'attente (TW) 1404 entre l'impulsion de saturation et l'impulsion d'inversion, en fonctionnement, l'impulsion de saturation 1402 place les noyaux cibles dans un état essentiellement désaimanté. Après TW 1404 35 dans lequel les noyaux commencent à se repolariser parallèlement 12 3066278 au champ statique, l'impulsion d'inversion 1406 est appliquée pour inverser la polarisation (partielle) sur l'axe z. Un ensemble de données de mesure RMN comprenant une ou plusieurs mesures RMN est garanti en utilisant une séquence CPMG standard, 5 dans lequel une impulsion à 90° 1408 est suivie d'une séquence d'impulsions à 1800 1410 pour générer des signaux d'écho (non représentés aux figures 14A-14B). Les mesures T1 et T2 peuvent être dérivées des grandeurs des signaux d'écho. Dans divers modes de réalisation, les intervalles de temps peuvent chacun 10 être modifiés pour améliorer la sensibilité et la fiabilité de mesure. De plus, à travers l'utilisation de gradients et d'une variation de fréquence, l'ensemble de données de mesures RMN peut en outre être résolu spatialement. [0034] ORPS est analogue à CPMG mais les largeurs 15 d'impulsions sont optimisées pour les distributions de champ réelles des champs statiques et alternatifs. La séquence alternative peut être utilisée pour maximiser le signal et réduire le plus possible la consommation de puissance RF. Les mesures RMN comprennent une constante de temps de relaxation 20 longitudinale (désignée T1) et une constante de temps de relaxation transversale (désignée T2). Le terme « relaxation » se rapporte au traitement d'aimantation nucléaire vers l'équilibre. À partir de l'ensemble de données de mesure RMN, une distribution de constantes de temps de relaxation transversale 25 (désignée distribution T2) est obtenue. La distribution T2 établir un rapport entre la grandeur et T2 ou une fonction de T2 telle qu'une fonction logarithmique. [0035] Dans divers modes de réalisation, lors de la détection d'au moins certains signaux RMN (mesures), l'outil de 30 diagraphie RMN 132 stocke les mesures collectées en tant qu'au moins un ensemble de données de mesure RMN. [0036] La figure 4 montre un système de traitement d'informations 400 illustratif permettant de gérer des opérations de diagraphie. Le système de traitement 35 d'informations 400 peut correspondre par exemple à une 13 3066278 installation de diagraphie sur place pour l'appareil de forage de la figure 1, les installations informatiques 208 de l'installation de diagraphie au câble 206 de la figure 2, ou un système informatique distant qui reçoit des mesures de diagraphie depuis ces installations de diagraphie. Le système de traitement d'informations 400 peut comprendre des interfaces de communication câblées ou sans fil (c'est-à-dire, l'interface 312) recevant ces mesures de diagraphie. Tel que représenté, le système de traitement d'informations 400 illustratif comprend un 10 poste de travail utilisateur 402 avec un châssis d'ordinateur 404 couplé à un dispositif d'affichage 406 et un dispositif d'entrée utilisateur 408. Le châssis d'ordinateur 404 comprend un processeur. Le processeur peut comprendre par exemple un microprocesseur, un microcontrôleur, un processeur de signal 15 numérique (DSP), un circuit intégré à application spécifique (ASIC), ou tout autre circuit numérique ou analogique conçu pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme et/ou des données de processus. Le processeur est couplé de manière communicative à une mémoire et conçu pour interpréter et/ou 20 exécuter des instructions ou des données de programme récupérées et stockées dans la mémoire. Des instructions ou des données de programme peuvent constituer des parties du module de caractérisation 303 permettant de réaliser des opé.cations de caractérisation de réservoir, telles que décrites dans la 25 présente invention, et permettant de commander des opérations de diagraphie d'un outil de diagraphie RMN (par exemple un outil de diagraphie RMN 132) en utilisant la caractérisation, telle que décrite dans la présente invention. La mémoire peut comprendre tout système, dispositif ou appareil conçu pour contenir et/ou 30 accueillir un ou plusieurs modules de mémoire ; par exemple, la mémoire peut comprendre une mémoire en lecture seule, une mémoire vive, une mémoire à semi-conducteurs ou une mémoire sur disque. Chaque module de mémoire peut comprendre tout système, dispositif ou appareil conçu pour conserver des ii-structions 35 et/ou des données de programme pendant une période de temps (par exemple des supports non transitoires lisibles par ordinateur). 14 3066278 Par exemple, des instructions provenant du module de caractérisation 303 peuvent être récupérées et stockées dans la mémoire pour exécution par le processeur. [0037] Tel que souligné ci-dessus, les signaux RMN 5 comprennent T1 et T2. La diffusion de formation est un autre paramètre de mesure utilisé dans la diagraphie de puits RMN. Généralement, la diffusion désigne le mouvement d'atomes dans un état gazeux ou liquide en raison de leur énergie thermique. Le paramètre de diffusion est dépendant de la taille des pores de 10 la formation et est extrêmement prometteur en tant qu'indicateur de perméabilité distinct. Dans un champ magnétique uniforme, la diffusion a peu d'effets sur la vitesse de décroissance d'échos RMN mesurés. Dans un champ magnétique à gradient, cependant, une diffusion amène les atomes à se déplacer de leurs positions 15 initiales à de nouvelles positions, lesquels déplacements amènent également ces atomes à acquérir des déphasages différents par rapport à des atomes qui ne se sont pas déplacés, et contribueront ainsi à une vitesse de relaxation plus rapide. Par conséquent, dans un champ magnétique à gradient, la 20 diffusion est un paramètre de diagraphie qui peut fournir des informations indépendantes concernant la structure de la formation géologique d'intérêt, les propriétés des fluides dans celle-ci, et leur interaction. Sans diffusion, les échos indirects décroissent soit plus lentement soit à la même vitesse 25 que les échos directs. Avec une diffusion très rapide, cependant, les échos indirects s'évanouissent plus rapidement que les échos directs. [0038] Dans le régime de diffusion rapide, T1 et T2 des fluides dans des supports poreux peuvent être décrits par le 30 biais des équations (l'instrument et les gradients internes sont négligeables) : 1 1 2a = T1,2 Tlen2vrac ± P1,2 2d pore (1) 15 3066278 oùT1,2 correspond au temps de relaxation vr _ longitudinale et transversale mesuré, Tnac ci orrespond au temps de relaxation longitudinale et transversale en vrac du fluide, P1,2 correspond aux relaxivités de surface longitudinales et 5 transversales, dpore correspond au diamètre des pores, et a correspond au coefficient de forme (a= 1,2et3), pour les pores à entaille, cylindriques et sphériques. [0039] Un nombre substantiel de formations 10 souterraines se compose de roches carbonatées, c'est-à-dire des roches qui contiennent essentiellement des minéraux carbonatés, notamment des calcaires qui se composent principalement de calcite (carbonate de calcium) et de dolomites qui contiennent à la fois de la dolomite (carbonate de calcium-magnésium) et de la 15 calcite. Pour ces roches, le coefficient de forme, a, comprend également qui est également empirique un coefficient de rugosité de surface supplémentaire généralement dépendant de la minéralogie. Il est souligné que la valeur du coefficient de forme c est et spécifique à la lithologie. Par conséquent, le 20 rapport T1/T2 peut être exprimé sous la forme de l'équation (2) : - = 1 2a dpore+TBPi 7.2 Tein vrac+Pt dpore - 2api Où (Tien vrac = T2en vrac = TB) Dans la limite de pores de petite taille, c'est-à- 2api 7.1= P2 dire, dpore - - , l'équation (2) peut être simplifiée en T2 Pl 25 Dans la limite de pores de grande taille, c'est-à-dire, dpore » TB , zapi -1. En tenant compte du rapport entre corps de pore et seuil T2 de pore (BTR, dpore = dseuil xBTR) , la relation ci-dessus est toujours valable, c'est-à-dire que comme le seuil de pore diminue, le rapport T1/T2 passe de 1 à P2/pi. 30 [0040] Dans ce contexte, le rapport T1/T2 est fonction des tailles des pores que le fluide occupe, qui dépend également de la formation. En d'autres termes, l'équation (2) 1 2a T2en vrac+P2dpore p2-pi TB (2) 16 3066278 montre que pour un p donné, le rapport T1/T2 et la taille de pores, d, sont complètement interchangeables. [0041] La figure 5 est un schéma fonctionnel représentant un processus de caractérisation de formation de 5 réservoir à partir d'un rapport T1/T2 RMN conformément à un mode de réalisation de la présente invention. Avant de passer à la description de la figure 5, il est souligné que le schéma fonctionnel de la figure 5 montre des exemples dans lesquels des étapes opérationnelles sont effectuées dans un ordre particulier, 10 tel qu'indiqué par les lignes reliant les blocs, mais les diverses étapes illustrées dans ce schéma peuvent être effectuées dans n'importe quel ordre, ou dans n'importe quelle combinaison ou sous-combinaison. Il devrait être compris que dans certains modes de réalisation, certaines des étapes 15 décrites ci-dessous peuvent être combinées en une seule étape. Dans certains modes de réalisation, une ou plusieurs étapes peuvent être omises. Dans certains modes de réalisation, une ou plusieurs étapes supplémentaires peuvent être effectuées. Comme l'homme de l'art le comprendra, certains aspects de la présente 20 invention peuvent être intégrés en tant que procédé ou produit de programme informatique. Dans certains modes de réalisation, le procédé décrit ci-dessous peut être effectué, au moins en partie, par un module logiciel de caractérisation 303 illustré à la figure 3. 25 [0042] Conformément à un mode de réalisation de la présente invention, lors de l'étape 502, le module de caractérisation 303 peut recevoir au moins un ensemble de données décrivant des particules fluides dans les pores a travers l'interface 312. Dans divers modes de réalisation, 30 l'ensemble de données décrivant au moins une relaxivité de surface de fluide de chacune des particules peut comprendre au moins des données de pression capillaire par injection de mercure (MICP), des données de mesure de micro-tomodensitométrie, de porosité, de perméabilité et de densité de grain obtenues à 35 partir d'une pluralité d'échantillons prélevés depuis un 17 3066278 réservoir sous la surface. Par exemple, ces données peuvent être obtenues en utilisant un dispositif de mesure MICP pour acquérir un ou plusieurs ensembles de données à partir de la pluralité d'échantillons carottés, l'ensemble de données comprenant au 5 moins des données de pression capillaire par injection de mercure, de porosité, de perméabilité et de densité de grain. Tous dispositifs de mesure MICP connus de l'homme de l'art peuvent être utilisés. Dans ce mode de réalisation donné à titre d'exemple, le module de caractérisation 303 peut en outre 10 générer une courbe MICP. La forme de la courbe MICP reflète les caractéristiques d'un réseau de porosité d'une roche, telles que la distribution de tailles de pores et l'interconnectivité des pores. [0043] Ensuite, lors de l'étape 504, le module de 15 caractérisation 303 peut en outre analyser l'ensemble de données reçu lors de l'étape 502 pour déterminer la distribution de la taille des seuils de pores. Les systèmes de pores se composent de pores relativement grands reliés par des pores plus petits (seuils de pore). La taille des pores est généralement mesurée 20 en tant que diamètre de la sphère la plus grande qui peut entrer dans un pore, tandis que la taille des seuils de pore correspond au diamètre du plus petit disque ou sphère qui peut être placé dans les seuils entre des pores. Cependant, il n'existe pas de norme universelle permettant de définir les valeurs seuils de 25 taille de pore. Par exemple, des types de pores complexes dans des roches carbonatées peuvent être décrits par les définitions suivantes : micropores pour les pores plus petits qu'environ 0,002 mm (2 microns) ; mésopores pour les pores dont la taille varie entre environ 0,002 et environ 0,010 mm (entre 2 et 10 30 microns) ; et macropores pour les pores plus grands qu'environ 0,01 mm (10 microns). Dans un mode de réalisation, le module de caractérisation 303 peut également trier les tailles de seuils de pore. En réalisant que les roches de systèmes de pores différents produisent des courbes de pression capillaire de 35 forme différente, la représentation de la courbe de pression 18 3066278 capillaire avec un ensemble de paramètres qui intègre ces différences offre un moyen de regrouper ou de classer facilement les roches en fonction de combinaisons uniques de ces paramètres du modèle. Dans la mesure où le réseau de pores régit le 5 mouvement de fluides, le modèle peut être utilisé pour une analyse de hauteur de saturation et une prédiction de la perméabilité. [0044] Lors de l'étape 506, le module de caractérisation 303 reçoit au moins un ensemble de données de 10 mesures RMN obtenu par le biais de mesures RMN liées aux propriétés de diffusion et de relaxation d'échantillons de fluides et réalisées par l'outil de diagraphie (c'est-à-dire l'outil de diagraphie RMN 132), tel que décrit ci-dessus en rapport avec la figure 3. Dans la mesure où ces propriétés 15 dépendent généralement de la distribution de la taille des pores de la matrice de formation, elles peuvent offrir un moyen de déterminer la proportion relative de tailles de pores dans la formation qui est importante pour déterminer la valeur monétaire du réservoir mais aussi essentielle pour prendre des décisions 20 sur l'achèvement du puits. [0045] Conformément à un mode de réalisation de la présente invention, lors de l'étape 508, les mesures T1 et T2 obtenues lors de l'étape 506 sont traitées par le module de caractérisation 303 pour dériver des propriétés pétrophysiques 25 de formations géologiques 116. Tel que cela est connu dans l'industrie, ces mesures peuvent être utilisées pour calculer des distributions de temps de relexation T1 et T2. Les distributions de temps de relexation T1 et T2 en résultant comprennent des points de données de courbes de relaxation T1 et 30 T2. Les temps T1 ou T2 caractéristiques de la phase d'humidification de la surface peuvent également être utilisés pour estimer la perméabilité de la formation telle que décrite ci-dessous. [0046] Ensuite, lors de l'étape 510, le module de 35 caractérisation 303 détermine le rapport T1/T2 en calculant tout 19 3066278 d'abord la moyenne géométrique T1 à la valeur T2 spécifique sur la carte T1-T2 puis en calculant le rapport entre la moyenne géométrique T1 et la valeur T2 correspondante. De plus, tel que souligné ci-dessus, l'équation (2) démontre que pour un p donné, 5 le rapport T1/T2 et la taille de pores, d, sont complètement interchangeables. [0047] La figure 6 comprend des tracés représentant une distribution de rapport T1/T2 par rapport à une taille de pores pour un échantillon de pores en forme d'entaille lorsque e2- pi 10 = 2. L'axe vertical 602 indique le rapport T1/T2, et l'axe horizontal 604 indique la taille des pores. L'échantillon de pores en forme d'entaille implique que les tailles de la figure 6 sont associées à la hauteur des entailles. Les tracés 606, 608 et 610 correspondent à des distributions avec des valeurs de 15 relaxivités de surface transversale pi égales à lpm/s, 3pm/s et 6 pm/s, respectivement. Les deux lignes verticales 612 et 614 de la figure 6 sont les limites de tailles de pores permettant d'identifier des couches de matières microporeuses, mésoporeuses et macroporeuses dans des carbonates. 20 [0048] La figure 7 comprend des tracés représentant une distribution de rapport T1/T2 par rapport à une taille de pores pour un échantillon de pores de forme sensiblement cylindrique lorsque f2 = 2. L'axe vertical 702 indique le rapport Pi T1/T2, et l'axe horizontal 704 indique la taille des pores. 25 L'échantillon de pores de forme cylindrique implique que les tailles de la figure 7 sont associées au diamètre des cylindres. Les tracés 706, 708 et 710 correspondent également à des distributions avec des valeurs de relaxivités de surface transversale pi égales à 1 pm/s, 3 pm/s et 6 pm/s, respectivement. 30 Les deux lignes verticales 712 et 714 de la figure 7 sont les limites de tailles de pores permettant d'identifier des couches de matières microporeuses, mésoporeuses et macroporeuses dans des carbonates. 20 3066278 [0049] La figure 8 comprend des tracés représentant une distribution de rapport T1/T2 par rapport à une taille de pores pour un échantillon de pores de forme sensiblement sphérique lorsque - 2. L'axe vertical 802 indique le rapport Pi 5 T1/T2, et l'axe horizontal 804 indique la taille des pores. L'échantillon de pores de forme sphérique implique que les tailles de la figure 8 sont associées au diamètre des sphères. Les tracés 806, 808 et 810 correspondent à des distributions avec des valeurs de relaxivités de surface transversale pi 10 égales à 1 pm/s, 3 pm/s et 6 pm/s, respectivement. Les deux lignes verticales 812 et 814 de la figure 8 sont les limites de tailles de pores permettant d'identifier des couches de matières microporeuses, mésoporeuses et macroporeuses dans des carbonates. [0050] La figure 9 comprend des tracés représentant 15 une distribution de rapport T1/T2 par rapport à une taille de pores pour un échantillon de pores de forme sensiblement P2 cylindrique lorsque = 4. Les tracés 906, 908 et 910 Pi correspondent encore une fois à des valeurs de relaxivités de surface transversale pi égales à 0,1 pm/s, 0,5 pm/s et 1 pm/s, 20 respectivement. Les deux lignes verticales 912 et 914 de la figure 9 sont les limites de tailles de pores permettant d'identifier des couches de matières microporeuses, mésoporeuses et macroporeuses dans des carbonates. [0051] Il convient de souligner que compte tenu de 25 l'équation (2), la fonction f (T1/T2) peut être exprimée d'après f (d) pour dériver les groupes de types de pores pour le typage des roches pétrophysiques. Tel que mentionné ci-dessus, la perméabilité est la propriété de la formation de roche souterraine qui dépend de la manière dont les pores sont reliés 30 entre eux et est contrôlée par la perméabilité et les seuils de pores de la formation souterraine. Dans le réservoir de pétrole type, lorsque les seuils de pores sont trop petits, le fluide rencontrant ces seuils de pores contribuera de façon minime à la perméabilité. Par conséquent, tous les pores ne contribuent pas 21 3066278 à la perméabilité. Par exemple, un seuil de pore ayant une taille submicrométrique ne contribue pas beaucoup à la perméabilité. Ainsi, la microporosité peut être ignorée dans un calcul de perméabilité. 5 [0052] Conformément à un mode de réalisation de la présente invention, le module de caractérisation 303 sélectionne une valeur seuil pour le rapport T1/T2 (également appelée seuil de rapport T1/T2) indiquant les tailles de pores ne contribuant pas à la perméabilité de la formation. Pour en revenir à la 10 figure 5, afin d'améliorer l'estimation de la perméabilité, lors de l'étape 512, le module de caractérisation 303 sélectionne la valeur seuil de rapport T1/T2, où seule la porosité avec un rapport T1/T2 inférieur au seuil sélectionné sera prise en compte pour la corrélation porosité-perméabilité décrite ci-dessous. 15 Par exemple, dans les figures 6 à 9, une valeur seuil donnée à titre d'exemple pour le rapport T1/T2 environ égale à 1,5 est représentée en tant que lignes horizontales 616, 716, 816 et 916, respectivement. [0053] Les modèles de perméabilité RMN empiriques 20 utilisés le plus couramment, tels que le modèle de Timur-Coates ou le modèle de la moyenne géométrique (par exemple, T2GM), se présentent sous des formes mathématiques simples, et reposent sur l'hypothèse que des corrélations linéaires ou quasi-linéaires existent entre le temps de relaxation RMN et la 25 distribution de la taille des seuils de pores. Ces modèles de perméabilité RMN sont dérivés de la relation de type KozenyCarman pour la perméabilité exprimée par l'équation (3) ci-dessous, qui est à son tour dérivée du modèle de faisceau de tubes capillaires : 30 [0054] k = -Ø1-2 (3) , az où r correspond au rayon hydraulique, r correspond à la tortuosité, 0 correspond à la porosité de la formation et a correspond au coefficient de forme. Toutes les corrélations de perméabilité susmentionnées se fondent sur l'équation empirique 22 3066278 d'Archie, où la tortuosité et la porosité respectent une relation de loi exponentielle. En revanche, divers modes de réalisation de la présente invention considèrent la relation logarithmique entre la tortuosité et la porosité sur la base 5 d'une étude théorique sur la diffusivité d'un système poreux modèle composé de sphères se chevauchant librement décrites par Weissberg dans Journal of Applied Physics 34, 2636 (1963). Plus spécifiquement, les équations (4) et (5) décrivent ces corrélations logarithmiques : 10 logarithme(k) = a + b * logarithme(0) + c 0 O REVENDICATIONS1. Procédé d'estimation d'une propriété d'une formation terrestre, le procédé comprenant les étapes de : réception d'au moins un ensemble de données de porosité ; analyse de l'au moins un ensemble de données de porosité pour déterminer au moins une distribution de taille de seuils de pores ; réception d'au moins un ensemble de données de mesures RMN à partir d'un outil de résonance magnétique nucléaire (RMN) ; analyse de l'au moins un ensemble de données de mesures RMN pour déterminer une distribution d'un premier temps de relaxation par rapport à un second temps de relaxation ; détermination d'une distribution d'un rapport du premier temps de relaxation sur le second temps de relaxation en calculant un rapport entre une moyenne géometrique de la première relaxation et le second temps de relaxation correspondant ; sélection d'un seuil pour le rapport du premier temps de relaxation sur le second temps de relaxation, dans lequel le seuil indique une valeur du rapport correspondant à des tailles de pores ne contribuant pas à la propriété de la formation ; et détermination de la propriété de la formation en utilisant le seuil déterminé pour le rapport du premier temps de relaxation sur le second temps de relaxation. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la propriété est la perméabilité. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le premier temps de relaxation est un temps de relaxation longitudinale et le second temps de relaxation est un temps de relaxation transversale. 29 3066278 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'au moins un ensemble de données de porosité comprend des informations décrivant des particules fluides dans les pores, 5 dans lequel la mesure de pression seuil est une mesure de taille de seuils de pores et dans lequel les informations comprennent au moins une relaxivité de surface de fluide de chacune des particules. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la détermination de la distribution du rapport du premier temps de relaxation sur le second temps de relaxation comprend en outre la détermination d'un rapport d'une première relaxivité de surface de fluide sur une seconde relaxivité de surface de fluide lorsque la taille des pores est environ inférieure à 1 pm. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la première relaxivité de surface de fluide est une relaxivité de surface longitudinale et la seconde relaxivité de 20 surface est une relaxivité de surface transversale. 7. Procédé selon la revendication 2, dans lequel la détermination de la propriété de la formation comprend en outre la réalisation d'une analyse de corrélation entre la 25 perméabilité de la formation et la porosité totale de la formation. 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel la réalisation de l'analyse de corrélation comprend en outre 30 l'évaluation d'une équation de 30 3066278 9. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre, avant la réception de l'au moins un ensemble de données de mesures RMN, la réalisation des étapes de : disposition d'un outil de diagraphie dans un 15 trou ; actionnement de l'outil RMN dans le trou ; détection de signaux RMN au niveau d'un ou plusieurs récepteurs dans l'outil RMN ; et stockage, par l'outil RMN, des signaux RMN détectés sous la forme d'au moins un ensemble de données de mesure RMN. 10. Appareil d'estimation d'une propriété d'une formation terrestre en utilisant un procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9, l'appareil comprenant un outil d'évaluation de formation par résonance magnétique nucléaire (RMN) conçu pour effectuer des mesures RMN sur un volume sensible dans la formation ; et 5 10 31 3066278 un système de traitement d'informations couplé de manière communicative à l'outil d'évaluation de formation RMN, le système de traitement d'informations comprenant un processeur et un dispositif mémoire couplé au processeur, le dispositif 5 mémoire contenant un ensemble d'instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, amènent le processeur à réaliser le procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 9.