FR 2080945 A1 19711126 FR 7102767 A 19710128 71 02767 1 2080945 L'invention se rapporte à des méthodes d'investigation des formations de terrain traversées par vin forage et particulièrement au traitement des données de diagraphie d'un forage obtenues au moyen d'une sonde. En cherchant à déterminer l'existence et la profondeur de zones 5 contenant des hydrocarbures (huile ou gaz) qui peuvent exister dans les formations souterraines entourant un forage, différents types de dispositifs d'exploration peuvent être utilisés pour mesurer différentes propriétés de ces formations. Les trois principaux types de dispositifs d'exploration sont les dispositifs d'exploration électrique utilisant soit des électrodes, soit des 10 bobines d'induction, les dispositifs d'exploration acoustique et les dispositifs d'exploration par radioactivité (rayons gamma, neutrons etc.). Les dispositifs d'exploration électrique mesurent les résistivités ou les conductivités électriques des formations de terrain. Ces résistivités électriques sont déterminées premièrement par la quantité, la distribution et 15 la résistivité des fluides contenus dans les pores existant dans les formations. Les dispositifs d'exploration acoustique mesurent le temps requis par une onde acoustique pour parcourir un espacement donné des formations de terrain. Ce temps de transit-acoustique est tout d'abord déterminé par la nature de la structure rocheuse et plus particulièrement par sa porosité. Les dispositifs 20 d'exploration par radioactivité mesurent soit la radioactivité naturelle des formations soit la radioactivité induite dans celles-ci par bombardement au moyen de particules radioactives ou rayons. Deux des dispodtifs d'exploration par radioactivité utilisés pour étudier les formations sont la sonde de diagraphie de densité et la sonde de 25 diagraphie au moyen de neutrons. La sonde de diagraphie de densité émet des rayons gamma qui sont diffusés à travers la formation et le nombre de rayons gamma diffusés qui atteignent un ou plusieurs détecteurs placés au voisinage, sont comptés de manière à fournir une mesure de la densité électronique des formations adjacentes. Cette densité électronique est très sensiblement pro-30 portionnelle à la densité globale de la formation dans pratiquement tous les cas, mais dans les cas où cette proportionnalité n'est pas vérifiée des corrections appropriées peuvent être effectuées. La sonde de diagraphie au moyen de neutrons comporte une source qui émet des neutrons et dans une forme de réalisation particulière d'une telle 35 sonde, ces neutrons perdent de l'énergie par collision avec les atomes dans la formation. Quand le niveau d'énergie de ces neutrons est réduit à une valeur d'énergie épithermique, ils peuvent être détectés par un détecteur placé au 71 02767 2 2080945 voisinage qui compte le nombre de neutrons épithermiques. Du fait que les atomes d'hydrogène sont les seuls dont la masse est presque égale à celle des neutrons, ils sont les plus efficaces pour réduire le niveau d'énergie de ces neutrons, permettant ainsi leur capture, de sorte que l'on peut dire qu'une 5 diagraphie au moyen de neutrons est essentiellement un enregistrement de la densité des atomes d'hydrogène dans les roches qui entourent le forage. Puisque les pores de la formation sont généralement remplis d'eau ou d'hydrocarbures liquides, qui ont à peu près la même quantité d'atomes d'hydrogène, la diagraphie par neutrons ne distingue pas entre l'eau et l'huile mais est tout d'abord 10 affectée par la porosité de la formation. La présence de gaz, par ailleurs, modifie la détermination de porosité obtenue par la sonde à neutrons. En général, aucune de ces mesures réalisées individuellement ne fournit une indication directe et positive quant à la présence ou à la quantité d'hydrocarbures contenus dans la formation ou quant à la difficulté relative 15 de leur déplacement. Les différents facteurs qui affectent chaque mesure doivent être pris en compte et une supposition doit être faite quant à la probabilité d'existence des hydrocarbures. Parmi les facteurs considérés comme importants dans la détermination de l'emplacement, de la quantité et de la facilité de déplacement de l'huile, on citera tout d'abord la porosité des formations. 20 La porosité est la fraction du volume total d'une portion donnée de la formation qui est occupée par les pores ou par des espaces vides. D'autres facteurs concernés sont la compacité des matériaux constituant la formation solide, la saturation en eau et en hydrocarbures, la perméabilité. Il est connu qu'en combinant les mesures dérivées des différents moyens d'exploration, ces facteurs 25 peuvent être habituellement obtenus. Toutefois, quand des formations de sables argileux doivent être étudiées, les techniques d'interprétation usuelles ne s'appliquent pas très bien puisque les réponses dé la plupart de ces sondes sont affectées par l'argilo-sité. Par exemple, la résistivité vraie des formations est généralement impor-yo tante dans les formations contenant de l'huile ou du gaz et faible dans les formations contenant de l'eau. Toutefois, dans les sables argileux contenant de l'huile ou du gaz, la résistivité peut très bien être faible puisque l'argile dispersée dans les pores d'un sable tendra à avoir une faible résistivité. De plus, si la formation contient une quantité notable d'hydrocarbures, et spécia-35 lement du gaz, des complications supplémentaires sont introduites dans le processus d'interprétation des diagraphies du fait des variations de la réponse des différentes sondes d'exploration en fonction de ces hydrocarbures. 71 02767 ? 2080945 Deux diagraphies utiles pour distinguer entre les sables et les formations argileuses sont le potentiel spontané et le taux de comptage des rayons gamma naturels. Les diagraphies de potentiel spontané donnent une mesure du potentiel se produisant naturellement dans les formations. Ce potentiel sera 5 différent dans les formations argileuses et dans les formations sableuses* La diagraphie des rayons gamma naturels est une mesure de la radioactivité naturelle des formations et cette mesure est habituellement plus importante dans les argiles. Toutefois, la simple distinction entre sable et argile n'est pas suffisante. Il devient en effet de plus en plus nécessaire d'évaluer ces 10 formations aussi bien en fonction de leur compacité lithologique qu'en fonction de la présence, la quantité, le type et la facilité de déplacement des hydrocarbures qu'elles peuvent contenir. C'est donc un objet de la présente invention de décrire une méthode nouvelle et améliorée de traiter les informations fournies par les diagraphies 15 des forages, en vue de permettre l'évaluation précise des formations de terrain traversées et plus particulièrement des formations de sables argileux. La manière dont l'argilosité affecte les mesures de diagraphie des forages dépend de la proportion d'argile présente, des propriétés physiques de celles-ci et de la manière dont elle est distribuée dans la formation. Dans 20 le passé, on a supposé que l'argile est distribuée dans la formation soit sous forme de strates intercalées entre des couches adjacentes de sable ou soit sous forme d'argile dispersée dans les grains de sable. Dans le cas d'argile stratifiée, on considère qu'elle est constituée de gros morceaux continus éparpillés dans la formation. Dans le cas de l'argile dispersée, on considère 25 qu'elle est dispersée dans la structure intergranulaire du sable qui la contient. Une telle argile dispersée peut avoir la forme d'accumulations adhérant ou revêtant les grains de sables, ou encore remplissant partiellement les petits canaux reliant les pores. L'argile dispersée dans les pores réduit donc d'une manière notable la perméabilité de la formation. 30 Jusqu'à présent, les modèles de formation retenus ont comporté soit de l'argile stratifiée, soit de l'argile dispersée et ils ont été individuellement utilisés pour l'interprétation des formations de sables argileux. Cependant, aucun de ces modèles ne peut, à lui seul, décrire d'une manière adéquate toutes les conditions de formation, de sorte que l'interprétation des diagra-35 phies est alors difficile. C'est donc un autre objet de la présente invention de fournir une méthode nouvelle et améliorée pour traiter les données de diagraphie des forages qui fait appel à un modèle de formation qui correspond mieux aux conditions réelles de celle-ci. 71 02767 4 2080945 En accord avec les méthodes de traitement des données de diagraphie selon la présente invention, une pluralité de mesures de diagraphie de forage sont combinées d'une manière nouvelle pour produire des informations utiles dans l'évaluation des formations dé terrain. 5 Pour une meilleure compréhension de la présente invention, et pour en préciser davantage les caractéristiques et les avantages, on va maintenant se rapporter à la description ci-après donnée en référence aux dessins annexés dans lesquels : - la figure 1 décrit une sonde d'exploration descendue dans un forage, 10 adaptée à fournir une pluralité de mesures de diagraphie et tin équipement de surface adéquat, destiné à enregistrer en numérique et ensuite à traiter les mesures obtenues* - les figures 2, 3; 11 et 15 sont des représentations statistiques d'un certain nombre de mesures effectuées, lesdites représentations étant 15 utilisées pour expliquer certaines caractéristiques de la présente invention; - les figures 4, 5, 6 et 7 illustrent les modèles de certains types de formations utilisés pour l'explication de certaines caractéristiques de la présente invention; - les figures 8, 9 et 10 sont des représentations statistiques de 20 certaines mesures obtenues, lesquelles ensemble sont utiles pour la compréhension de certaines caractéristiques de la présente invention; - les figures 12 à 17 sont des illustrations de certaines analyses statistiques réalisées en accord avec des caractéristiques additionnelles de la présente invention; 25 - la figure l8 est une représentation du diagramme décrivant la phase préliminaire d'un programme de calcul mettant en oeuvre la présente invention; - les figures .19A, 19B et 19C sont des représentations du diagramme décrivant la première étape d'interprétation d'un tel programme de calcul; - les figures 20A et 20B sont'des représentations d'un diagramme 30 décrivant la seconde étape d'interprétât!en référencée d'un tel programme; - les figures 21A, 21B et 21C sont des représentations du diagramme décrivant le processus d'analyse d'hydrocarbures mis en oeuvre dans l'étape 2 et ensuite décrit dans l'étape 3; - la figure 22 est une représentation d'un diagramme de statistiques 35 acoustiques qui forme une partie de l'étape 2 ci-dessus; - les figures 23A et 23B illustrent une représentation d'un diagramme de l'étape 3 d'une phase d'interprétation; 71 02767 ^ 2080945 - les figures 24a et 24b sont des représentations d'un diagramme décrivant un processus de préparation de données en vue de leur sortie et qui forme une partie de l'étape J>i - la figure 25 est un exemple illustrant une présentation des calculs 5 réalisés en accord avec l'enseignement de la présente invention; - la figure 26 est une représentation graphique décrivant line opération réalisée dans le processus de préparation des données en vue de leur sortie dans le diagranme de la figure 24. Selon la figure 1, un appareil d'investigation des forages 20 est 10 descendu dans un forage 21, à l'extrémité d'un câble multiconducteur 22 au moyen d'un treuil non représenté. L'appareil d'investigation 20 comprend des dispositifs d'exploration pour obtenir des mesures du temps de transit acoustique At, de la densité globale p., de la porosité 0xr dérivée d'une sonde 1 D N à neutrons, le taux de comptage des rayons gamma naturels GR de la formation, 15 le diamètre du forage, le potentiel spontané SP, les résistivités profonde et peu profonde R^ et Rxq respectivement. Un dispositif d'exploration acoustique fournissant une mesure de At a été décrit dans le brevet américain n°3.231-041 accordé à P. Kokesh le 25 janvier 1966. Un exemple de dispositif d'exploration fournissant me mesure 20 de la porosité au moyen d'un bombardement à l'aide de neutrons a été décrit dans le brevet américain n° 2.769-912, accordé à C. Tittle le 6 novembre 1956. Un dispositif d'exploration fournissant me mesure de la densité globale des formations a été décrit dans le brevet américain n° 3*321.625 accordé à John S. Wahl le 23 mai 1967• Un dispositif fournissant des mesures du potentiel 25 spontané et des résistivités profonde et peu profonde a été décrit dans le brevet américain n° 3*453.530 accordé à Georges Attali le 1er juillet 1969* Les signaux de mesure dérivés du dispositif d'exploration 20 sont transmis à des circuits de traitement 25 situés à la surface. Les circuits de traitement de signaux 25 préparent les signaux en vue de leur application 30 à m enregistreur magnétique de données numériques 26, lequel au préalable convertit sous forme numérique les signaux de diagraphie du forage en vue de leur enregistrement magnétique. La bande d'enregistrement magnétique ainsi obtenue est soit transportée à m centre de calcul soit lue de manière à permettre aux informations enregistrées d'être transmises au moyen d'une ligne 35 de télémesure audit centre de calcul. Un calculateur numérique 27 programmé en accord avec l'enseignement de la présente invention en vue de traiter les données qu'il reçoit peut dans ces conditions fournir me information valable relative à la nature des formations de terrain traversées 23- Bien que toutes 71 02767 6- 2080945 les mesures à utiliser pour la mise en oeuvre de la présente invention soient présentées dans la figure 1, comme étant dérivées d'un seul dispositif d'exploration, il est évident que ces trois mesures peuvent être dérivées d'une pluralité de dispositifs d'exploration utilisés dans le forage à différents moments. 5 Dans ce cas, les données fournies par chaque mesure individuelle sont enregistrées sur une bande magnétique particulière et les données de chaque bande sont ensuite transférées sur une seule bande de manière à pouvoir être utilisées aisément par le calculateur numérique 27* On sait que la sonde à neutrons est sensible à la quantité d'atomes 10 d'hydrogène contenus dans les formations. L'étalonnage de la lecture de porosité fournie par une telle sonde a été fait dans des mélanges de calcaire et d'eau. En utilisant des facteurs de correction convenables, un tel étalonnage peut être ajusté de manière à permettre une lecture correcte de la porosité dans les formations remplies d'eau d'un autre type de lithologie. On sait que la 15 sonde à neutrons indique très sensiblement la porosité vraie dans les formations contenant de l'huile puisque l'huile contient approximativement la même quantité d'atomes d'hydrogène que l'eau. Toutefois, dans les formations contenant du gaz, la sonde à neutrons fournit une valeur de porosité trop faible du fait de la faible concentration d'hydrogène dans le gaz. 20 En plus de la mesure de la porosité de la formation obtenue au moyen d'une sonde à neutronà, la densité globale et les mesures des temps de transit acoustique peuvent être également converties en mesures de porosité de formation. La mesure de densité globale peut être convertie en line mesure de porosité si les densités de la matrice et des fluides sont connues. 25 L'équation pour convertir cette mesure de densité globale en une mesure de porosité est : 0D - ( » " f>> (1) D Cm - ff Dans les boues fraîches, la densité du fluide p est habituellement prise égale à 1. Toutefois, dans les formations contenant des hydrocarbures légers 30 ou du gaz, la densité du fluide p ^ sera inférieure à 1, et dans ce cas, la valeur de la porosité 0^ dérivée de la sonde de densité sera plus grande que la porosité vraie. Le temps de transit acoustique peut également être converti en une mesure de porosité pourvu que le temps de transit acoustique de la matrice * 35 de la roche et du fluide At et At„, respectivement, soit connu. La m 1 relation pour la porosité dérivée du temps de transit acoustique est : 71 02767 7 2080945 At - At 0g = BL (2) Les sondes de résistivités utilisées ici mesurent la résistivité de la formation dans une zone radialement proche du forage et dans une zone radialement éloignée de celui-ci. Une sonde de diagraphie par induction ou 5 une sonde à électrodes focalisantes permettant une lecture profonde, peuvent être utilisées pour fournir une mesure de la résistivité de la zone radialement éloignée du forage. Une sonde à électrodes focalisantes montée sur patins ou un groupe d'électrodes focalisantes ou non, monté sur le corps de la sonde peut fournir la résistivité de la zone proche du forage. La lecture de résis-10 tivité fournie par les dispositifs d'investigation peu profonde est appelée R^q, elle est habituellement représentative de la résistivité de la zone de formation envahie par le filtrat de boue depuis le forage. Les dispositifs de mesure de la résistivité profonde fournissent une mesure appelée R , habi- w tuellement représentative de la résistivité dans les zones de formation vierges 15 ou non envahies. La mesure de potentiel spontané fournie par l'appareil d'exploration 20 donne la différence entre le potentiel d'une électrode montée sur le dispositif d'exploration et le potentiel d'une électrode disposée en surface. En face de formations argileuses, le potentiel spontané reste habituellement à 20 peu près constant et ainsi, tend sur la diagraphie à suivre une ligne droite appelée ligne de référence d'argile. En face de formations perméables, le potentiel spontané présente des excursions à partir de la ligne de référence d'argile. Dans les couches perméables épaisses ne contenant pas d'argile, le potentiel spontané atteint également une valeur à peu près constante, définie 25 comme étant la ligne de référence du sable. La mesure du taux de comptage des rayons gamma naturels, fournie par le dispositif 20 donne une mesure de la radioactivité naturelle des formations. Les formations argileuses tendent généralement à avoir une haute radioactivité du fait que les éléments radioactifs tendent à se concentrer dans les argiles. 30 Les formations propres ont habituellement un très faible niveau de radioactivité. Dans ces conditions, la diagraphie des rayons gamma naturels permet aisément de distinguer entre les formations de sable propre et les formations argileuses• C'est un objet de la présente invention de combiner les mesures déri-35 vées de l'appareil d'exploration 20 de manière à fournir une information se rapportant aux formations de sables argileux. Les mesures dérivées de tous ces dispositifs d'exploration sont affectées d'une manière ou d'une autre par la 71 02767 8 2080945 quantité d'argile contenue dans les formations, compliquant ainsi leur interprétation. De plus, quand de l'huile ou du gaz est contenu dans les formations de sables argileux, l'interprétation des mesures devient même particulièrement complexe. En combinant les mesures dérivées de plusieurs dispositifs d'explo-5 ration, il est possible, en accord avec la présente invention, d'interpréter très précisément ces différentes mesures. Toutefois, avant de discuter comment ces mesures sont utilisées en accord avec la présente invention, on va tout d'abord discuter la nature des formations de sables argileux dont il est question dans ces techniques. 10 D'une manière générale, l'argile telle qu'elle se présente dans la nature est constituée par une combinaison de limon (encore appelé silt) et d'argile colloïdale humide, cependant que cette dernière est une combinaison d'argile colloïdale sèche et d'eau. Les proportions relatives de limon et d'argile colloïdale varient habituellement d'une formation à l'autre. Jusqu'à 15 présent on a supposé que l'argile est distribuée dans les formations sous forme de strates entre les couches adjacentes de sable ou d'argile dispersée entre les grains de sable. Dans le cas d'argile stratifiée, celle-ci est considérée comme étant formée de gros morceaux continus répartis dans la formation. Dans le cas d'argile dispersée, elle est considérée comme étant dispersée dans 20 l'espace intergranulaire du sable. L'argile dispersée peut prendre la forme d'accumulations adhérant aux ou revêtant plus ou moins les grains de sable, et celles-ci peuvent parfaitement remplir les petits canaux reliant les pores. En pratique, aucun de ces modèles ne. permet seul de décrire valablement toutes les conditions de formation, rendant ainsi difficile l'interprétation des 25 mesures. En accord avec une importante caractéristique de la présente invention, les modèles d'argiles stratifiée et dispersée sont combinés pour permettre une interprétation plus.précise des formations de sables argileux. De plus, une troisième forme d'argile est ajoutée au modèle d'argiles stratifiée et 30 dispersée, pour fournir ion modèle de sable argileux qui représente d'une manière plus réelle les véritables conditions de'formation dans les sables argileux. Cette troisième forme est appelée argile structurelle. Dans ce modèle d'argile structurelle, l'argile peut exister sous forme de grains qui remplacent les grains de sable dans la matrice de la formation. Cette argile 35 structurelle est considérée comme ayant des propriétés semblables à celles de l'argile stratifiée. 71 02767 9 2060945 On a trouvé que toutes ces formes d'argiles peuvent exister simultanément dans une même formation. Fréquemment toutefois, les argiles prennent une forme prédominante, mais celle-ci peut changer d'un niveau à l'autre. Dans ces conditions, une bonne technique d'interprétation doit être suffisamment 5 universelle pour permettre de faire face à toutes les situations quel que soit l'état dans lequel se présentent les argiles, c'est-à-dire que celles-ci se présentent sous un, deux ou même sous trois des modèles décrits ci-dessus. A la suite d'une expérimentation systématique on a trouvé que, pour de larges sections d'un forage donné, certaines valeurs de paramètres relatifs 10 aux argiles utilisés pour l'interprétation, restent relativement constantes, bien que la forme particulière que peuvent prendre les argiles peut changer. Dans ces conditions, sans prêter attention à la forme particulière prise par les argiles, les valeurs des paramètres des diverses argiles peuvent être rapportées à ceux d'une argile moyenne pour de larges sections du forage. 15 Les réponses des sondes de radioactivité (rayons gamma, neutron et densité), ne sont pas affectées par la manière stratifiée, dispersée ou structurelle dont l'argile est distribuée dans la formation. Toutefois, les réponses des sondes de diagraphie acoustique, de résistivité et de potentiel spontané sont affectées par la forme de la distribution des argiles dans la formation. 20 Comme cela sera précisé ci-après, ces distinctions sont utilisées en accord avec la présente invention, pour fournir une information valable concernant les caractéristiques des formations de sables argileux. Une représentation statistique de la porosité 0 dérivée de la densité en fonction de la porosité 0^ dérivée de la sonde à neutrons est intéres-25 santé pour l'évaluation des sables argileux. On va maintenant se référer à la figure 2 qui constitue une telle représentation statistique. En référence à la figure 2, certains points remarquables peuvent être rapidement placés sur la représentation. On sait que dans l'eau, à la fois les porosités dérivées des diagraphies de densité et de neutrons sont lues comme des valeurs 30 unité. Dans ces conditions, le point eau W peut être placé sur la représentation statistique. On sait également que le limon (ou silt) pur, est principalement constitué de petits grains de quartz et qu'il sera donc au même point Q - S que le quartz sur la représentation statistique, et que l'argile colloïdale sèche, sera au point Cl^ sur la représentation statistique. Un triangle 35 peut ainsi être tracé en connectant ces trois points remarquables. Dans les formations contenant de l'eau, tous les points 0^, 0^ représentés, tomberont dans ce triangle. De plus, les distances relatives des points représentés à 71 02767 10 2080945 partir des trois sommets de ce triangle donnent les proportions relatives d'eau, de silt et d'argile colloïdale sèche pour la formation à partir de laquelle ce point représenté a été obtenu. En représentant une pluralité de points 0^, 0^, à partir d'un inter- ' 5 valle de formation, certaines caractéristiques de celle-ci peuvent être obtenues. Par exemple, sur la figure 2, on va supposer qu'un intervalle de formation a produit les points représentés. Parmi ces points, ceux qui tombent dans la zone X sont connus comme correspondant à des formations argileuses. Ainsi, une ligne peut être tracée à travers le centre de gravité de ce nuage de points 10 représentatifs de l'argile, à partir de l'origine- Cette ligne est appelée ligne de référence d'argile. Puisqu'il est connu que les argiles pures n'ont généralement pas de porosité, cette ligne d'argile correspond à une ligne de porosité nulle. Dans ces conditions, tout point tombant sur la ligne d'argile peut être considéré comme correspondant à une porosité nulle. L'intersection 15 de la ligne d'argile avec la ligne joignant les points Cl^ et W fournit les caractéristiques de réponse de la sonde pour de l'argile colloïdale humide, associée à l'argile présente et est appelée Cl^. La position de ce point Cl^ par rapport au point d'eau W et par rapport au point d'argile colloïdale sèche Gl^ fournit la quantité d'eau associée à l'argile-20 On sait que les formations de sable propre affectent de la même manière les porosités 0^ et 0^. Dans ces conditions, tout point tombant sur, ou à proximité d'une ligne tracée à 45° par rapport aux axes 0^. et 0^ est dérivé de formations de sable propre. Ces points tombant dans la zone Y entre les lignes de sable et d'argile correspondent aux sables argileux. Ces points 25 dans la zone Y présentent une tendance déterminée entre les lignes de sable et d'argile. Une ligne coïncidant au mieux avec ces points peut être tracée entre les lignes de sable et d'argile. L'intersection de cette ligne de tendance de sable argileux avep la ligne de sable, définit un point désigné (0 ) _• Ce terme (0 ) est la porosité maximale associée avec les formations z mat z max 30 considérées dans l'exemple de la figure 2. L'intersection de la ligne de tendance de sable argileux-avec la ligne d'argile fournit un point désigné ShQ. Le fait que cette ligne de tendance se dirige vers un point unique sur la ligne d'argile indique que, l'argile normalement associée avec le sable, a une composition unique représentée par le point ShQ. Après une expérimentation 35 systématique, on a trouvé que pour la plupart des niveaux, dans l'intervalle de formation représenté dans l'exemple de la figure 2, le type d'argile, c'est-à-dire dispersée, ou stratifiée, ou structurelle, associé avec les formations 71 02767 ii 2080945 de sable argileux dans cet intervalle, peut être défini par rapport à la réponse des sondes de densité et de neutrons par ce point ShQ. Les caractéristiques de porosité dérivées des mesures de neutrons et de densité pour ce type d'argile sont désignées et (0D)Sh > respectivement. o o 5 Les points qui tombent dans la zone Z au-dessus de la ligne de sable propre représentent vraisemblablement des formations contenant des hydrocarbures, puisque les hydrocarbures et spécialement le gaz font décroître et augmenter 0^- On sait que la porosité effective 0^ et le volume de la quantité 10 d'argile VRh dans une formation à un niveau de profondeur donné, peuvent être déduits de la situation du point représenté 0^ , 0^ sur une représentation statistique 0^ - 0^. Dans ces conditions, en se référant à la figure 3, on a reproduit une partie de la représentation statistique de la figure 2, afin d'illustrer un tel état de choses. Sur la représentation statistique de la 15 figure 3> une pluralité de lignes peuvent être tracées parallèlement à la ligne d'argile, et chacune de ces lignes indique une porosité effective constante donnée. Comme cela a été établi ci-dessus, la ligne d'argile elle-même indique une porosité nulle. Ainsi, au fur et à mesure qu'on se déplace depuis la ligne d'argile, la valeur de la porosité augmente. 20 De la même façon, une pluralité de lignes indiquant le volume d'argile peut être tracée parallèlement à la ligne de sable propre. Evidemment, tout point tombant sur la ligne de sable propre elle-même, indique une proportion d'argile nulle. Au fur et à mesure qu'on se déplace depuis la ligne de sable propre, la proportion d'argile augmente donc progressivement. 25 A titre d'exemple, 0^ et peuvent être obtenus à partir d'une représentation statistique 0-^ - 0^- Si les mesures 0^ et 0^ fournissent par exemple le point 30 sur la figure 3, une formation ayant une porosité effective de 15# et une proportion d'argile de 15# serait ainsi indiquée. L'influence de chaque mode de répartition de l'argile dans la forma-30 tion sur la porosité de la formation va maintenant être discutée. La figure 4 représente un volume unitaire de sable propre dans lequel chaque grain est constitué par du quartz. La porosité est le rapport de la surface en blanc sur la surface totale de la figure. Ceci est la porosité 0qui est appelée la porosité de structure. La figure 5 représente le même sable mais avec une 35 quantité d'argile dispersée introduite dans les pores. La porosité restante appelée 0Q a été diminuée de telle sorte que 0^=0^- V^. 71 02767 12 2080945 La figure 6 représente le même sable, mais dans celui-ci, une quantité d'argile structurelle a été substituée à vm certain nombre de grains de quartz. Bien que le sable contienne de l'argile, sa porosité n'a pas été modifiée par la présence d'argile structurelle. Dans ces conditions, 0 = 0 . Q Z 5 La figure 7 représente le même sable, mais dans celui-ci une partie du sable a été remplacée par une quantité d'argile stratifiée. La porosité dans la fraction de sable restante n'a pas été changée mais seule une proportion (1 - V^) du sable initialement en place demeure- En conséquence, la porosité effective 0 du mélange de sable et d'argile est alors simplement repré-e » 10 sentée par (l - VT) 0 - Xi z En ce qui concerne l'effet de chaque type d'argile sur la représentation statistique 0^. - 0^, on voit que si de l'argile dispersée est ajoutée à une formation de sable propre, elle occupe me partie de la porosité structurelle du sable. De la sorte, la porosité effective va décroître. Ainsi, en se 15 référant à la figure 3 et en supposant me formation sableuse de porosité 0 ,, zl l'addition d'argile dispersée à cette formation sableuse tend à déplacer le point représenté 0 , 0^ dans la direction indiquée par la flèche "Effet de 1'argile dispersée", c'est-à-dire tel que û V . = A 0 . sh e Dans le cas d'argile structurelle, puisque celle-ci prend la forme 20 de grains d'argile remplaçant des grains de sable de taille semblable ou identique, la porosité effective 0& n'est pas affectée. Dans ces conditions, comme cela est représenté sur la figure 3, l'effet de l'argile structurelle tend à déplacer le point représenté 0^, 0 suivant me flèche dirigée vers la droite et parallèle à la ligne d'argile (c'est-à-dire le long d'une ligne 25 constante 0g) comme cela est indiqué par la flèche "Effet de l'argile structurelle" . Une augmentation de la quantité d'argile stratifiée dans la formation tend à faire décroître la porosité effective 0g parce que les argiles n'ont pas de porosité et que l'argile stratifiée remplace des parties de sable ayant 30 me porosité 0 . Puisque la formation est présumée avoir une argile de type ShQ, me argile stratifiée déplace donc le point représentatif vers le point ShQ, comme cela est illustré sur la figure 3. L'addition d'hydrocarbures, et plus spécialement de gaz, à cette formation de sable propre tend, à amener le point 0^, 0^ représenté vers le 35 Nord-Ouest de la figure 3, comme cela est illustré par la flèche 29a. Ceci "est évident-, puisque, comme cela a été établi plus tôt, me augmentation de la quantité d'hydrocarbures augmente la porosité 0 dérivée de la densité et fait 71 02767 i? 2080945 décroître la porosité ^ dérivée de la mesure de neutrons, notamment si la densité de cet hydrocarbure est faible, comme cela est le cas pour le gaz. Les hydrocarbures de densité élevée ont un très faible effet sur les mesures effectuées par la sonde à neutrons et ainsi, le point représentatif tend alors 5 à se déplacer vers le Nord, comme cela est représenté par la flèche 29b. Comme cela a été établi plus tôt, me formation donnée peut contenir des argiles sous les trois formes décrites et, en même temps, peut en outre contenir des hydrocarbures. Dans ces conditions, au moyen de l'utilisation d'une représentation statistique des porosités 0^, 0^, il n'est pas possible 10 d'évaluer correctement à la fois les effets des hydrocarbures et des argiles. On va maintenant considérer une série de sables propres pour lesquels la porosité structurelle peut être comprise entre 0^ et 0^ du fait du processus géologique. Comme cela a été indiqué plus haut, on avait dans le passé supposé soit que de l'argile dispersée, soit que de l'argile stratifiée 15 était associée avec les sables. Dans le modèle d'argile dispersée, seuls les points tombant entre les deux lignes d'argiles dispersées pour 0^ et 0^ pourraient véritablement être pris en compte et correspondre au modèle (figure 8). Dans le modèle d'argile stratifiée, seuls les points tombant entre les deux lignes d'argiles stratifiées 20 pour 0 n et 0 n pourraient être valablement pris en compte (figure 9)» En zl z d particulier, il n'était pas possible d'expliquer la présence de points tombant à droite de la ligne (0 , Sh ) sauf en supposant un 0 plus grand que celui ZJL O Z réellement créé par les conditions de sédimentation géologique. L'addition d'un modèle d'argile structurelle permet de justifier et de faire comprendre 25 pourquoi de tels points existent. La présence simultanée des trois types d'argiles permet la justification de la position de tous les points représentés sur la figure 10. On a toutefois trouvé, à la suite d'une expérimentation systématique, que l'argile structurelle ne peut pas remplacer tous les grains de quartz (point 31a dans 30 la figure 10). Dans ces conditions, on a trouvé que la position des points de sable argileux sur la représentation statistique est en pratique limitée vers la droite par taie courbe en pointillé 30 reliant 0 , et Sh , qui est ZjL O approximativement une parabole, comme cela apparaît sur la figure 10. La représentation parabolique de cette limite du domaine des sables argileux a 35 été obtenue par une analyse empirique et n'est pas évidente. Sa signification physique est que les quantités d'argile structurelle ou stratifiée qui peuvent être associées avec le sable ne sont pas indépendantes l'une de l'autre. Au 71 02767 i4 2080945 contraire, elle indique que pour des points tombant sur cette frontière et qui ne contiennent pas d'argile dispersée, d'une part plus petite est la quantité d'argile et plus grande est la quantité, relative d'argile structurelle en relation avec l'argile stratifiée et d'autre part plus grande est la 5 quantité totale d'argile et plus petite est la quantité relative d'argile structurelle. On va maintenant se référer à la figure 11 qui constitue une représentation statistique 0^, j#N de la figure 3, redessinée pour illustrer les différentes parties de la représentation et leur signification. La zone définie 10 par les lettrés SS représente une aire dans laquelle tous les points représentés tomberaient s'ils étaient dérivés de formations ayant une argile caractéristique donnée par le point ShQ et une porosité structurelle de sable pratiquement constante. En termes de lectures de diagraphie, ce type d'argile est défini par les valeurs 0^ et 0^ du point ShQ, désignés (0^sh ^D^sh" Tous Points 15 tombant dans la zone désignée par Sh définissent leur propre type d'argile caractéristique, dépendant de la position particulière du point dans cette zone d'argile. De même, toute représentation de point dans la zone d'argile dispersée tombant à gauche de la ligne d'argile dispersée définit, en accord avec sa position sur la représentation statistique, un type spécifique d'argile. 20 Néanmoins, la plupart des points représentatifs de sable argileux tombent dans la zone SS et la définitioù d'un type d'argile caractéristique valable pour tous les points de cette zone représente une amélioration capitale dans l'interprétation des sables argileux. Si un point tombe sur la gauche de la ligne d'argile dispersée pour (0 ) , il indique que la formation a une plus faible z max * 25 porosité 0 que (0 ) à ce niveau et ainsi, (0 ) serait modifié pour en z z max z insoc tenir compte. Ainsi on va supposer que le point représenté est 33 sur la figure 11. La ligne d'argile dispersée se déplace alors pour tenir compte de ce nâuveau point tel que cela est illustré par la ligne 33a et, ainsi, donne une nouvelle porosité structurelle de 0^' 30 En discutant les types d'argiles, un paramètre qui est très important est la proportion relative de silt et d'argile colloïdale humide dans l'argile naturelle. Pour définir les proportions relatives de silt et d'argile colloïdale humide, une relation linéaire entre le point représenté sur la ligne d'argile par rapport aux points de silt ou limon et d'argile colloïdale humide, définira 35 ce type particulier d'argile. A cet effet, un terme défini comme étantl'indez de silt SI de l'argile est utilisé tout au long de la description présente et peut être défini comme le rapport de la quantité de silt au volume total 71 02767 15 2080945 d'argile, et ainsi le rapport de la distance entre le point désigné sur la ligne des argiles et le point d'argile colloïdale humide Cl , à la longueur w totale de la ligne d'argile entre les points de silt et d'argile colloïdale humide- Ainsi, l'index de silt du type d'argile en place, associé à la surface 5 des sables argileux SS dans la figure 11 sera ShQ - Cl^/O-Cl^. L'index de silt de ce point d'argile ShQ est désigné par SIq. Puisque les argiles naturelles sont constituées de silt et d'argile colloïdale humide, la relation suivante peut s'écrire : V3h " Vit + Vol O) 10 L'index de silt ou de limon définit le rapport entre les volumes de silt et d'argile- Dans ces conditions : SI = Vsllt (4) Vsh En combinant les équations (3) et (4) on a : Vol • vsh(1 - SI) 15 Les points tombant dans la zone X de la figure 2 sont essentiellement des argiles. Ces argiles n'ont pas une composition uniforme. Leur composition (c'est-à-dire les quantités relatives d'argile colloïdale et de silt qu'elles contiennent) est reliée au partage de la quantité d'argile dans cette zone. Pour définir la composition de ces argiles, on a trouvé que l'on peut tracer 20 une parabole limite équivalant à (30) mais qui passe à travers le point à étudier 0.T, 0-, en utilisant le point de porosité structurelle maximal (0 ) N D z max comme pivot. Ainsi, par exemple, en supposant que le point représenté 0^, 0^ est donné par le point 32 sur la figure 11, la parabole 30 sera alors déplacée sur la position donnée par la parabole en pointillé 30a qui passe à travers 25 le point représenté 32 et coupe la ligne des argiles au point Sh^. Dans ce cas, le type d'argile associé au point représenté 32 sera défini par le point d'argile Sh^. Comme auparavant, le point Sh est défini par les réponses caractéristiques des sondes de diagraphie et est désigné par (0jj)sh et (0^)^. Il est possible que les points 0^, 0^ tombent dans la zone à la 30 droite de la surface des sables argileux SS et au-dessus de la surface des argiles Sh. Comme établi ci-dessus, la parabole 30 définit la limite pratique pour les points 0^., 0^ dans les sables argileux. En conséquence, si des points tombent à droite de cette parabole et ne sont pas suffisamment rapprochés de la ligne des argiles pour permettre de désigner la formation étudiée comme 35 étant une argile, on supposera, en accord avec une autre caractéristique de la présente invention, que l'information de porosité ne correspond pas à un sable 71 0.2767 16 2080945 argileux ou à une argile. Cette information peut correspondre à un, type différent de lithologie ou à un niveau pour lequel l'information 0^, 0^ est erronée, du fait de l'effet de la forme du trou de forage sur la mesure. En ccnséquence, cette zone à droite de la parabole 30 et au-dessus de la zone d'argile est 5 appelée zone d'invraisemblance (c'est-à-dire, zone dans laquelle il est invraisemblable que du sable argileux ou de l'argile puisse se trouver). En accord avec une autre caractéristique de la présente invention, les points tombant dans cette zone d'invraisemblance sont vérifiés et, si besoin est, corrigés en utilisant des données dérivées d'autres dispositifs d'exploration. La manière 10 dont ceci est réalisé va maintenant être décrite en détail. Après avoir discuté les réponses des sondes de densité et de neutrons en vue d'une représentation statistique de 0^ et de 0^, il pourrait être intéressant de discuter les réponses de ces appareils en termes mathématiques. Les équations pour les porosités dérivées de la densité et d'une mesure de 15 neutrons 0_ et 0.., en termes de porosité effective 0 , de volume d'argile V , , D N e sh de saturation en eau de la zone envahie S^o, et la réponse caractéristique de la sonde à neutrons et de la sonde de densité aux argiles et aux hydrocarbures sont ; fL--0 + V ,(0J .-+ 0 (1 - S ) ( JZL,. » - 1) (6) D e sh D'sh e xo D(hy) 20 0„ = 0 + V . (JZL) . + 0 (1 - S ) N e sh N sh e xo ^N(hy) (1 + 20 S ) (7) e xo dans laquelle densité dans les argiles associées avec les sables (0-pj) sh es^ "*"a lec'*'ure car 25 mesure de neutrons dans les argiles (0p)hy est la lecture car mesure de densité pour les.hydrocarbures (0y)hy es"t la lecture caractér mesure de neutrons pour les hydrocarbures «Vsh et inconnues. (0£>)sh es"t la lecture caractéristique de porosité dérivée de la : les (0-^)sh es^ -*-a lecture caractéristique de porosité dérivée d'une lutror ^D^hy es^ la lec^ure caractéristique de porosité dérivée d'une insité (0y)hy est la lecture caractéristique, de porosité dérivée d'une sutron 30 (jO , et (0„) , ont été discutés ci-dessus, et (jZLX et (0„), sont des D six K su D ny N hy En l'absence d'hydrocarbures, S est égal à 1 et les équations (6) et (7) deviennent s - "e * V (lVsh 35 " "e + Ysh «Vsh (9> 71 02767 17 2080945 En l'absence d'hydrocarbures, les lectures de porosité dérivées des mesures de densité et de neutrons 0„ et 0„ fournissent des informations suffi- 1) ri saintes pour résoudre la porosité effective et le volume des argiles Vgh. La solution mathématique des équations (8) et (9) est analogue à la solution 5 graphique donnée à la figure 3* La sélection de (0^)^ et (0^)^ détermine l'échelle pour cette technique de résolution graphique décrite en référence à la figure 3, c'est-à-dire que le point d'argile Sh fournit le point V , = o sri 100# et ainsi, si le type d'argile associé avec la formation particulière en cours d'investigation change, l'échelle sera modifiée en correspondance. 10 II est évident, en inspectant les équations (6) et (7) que, lorsque des hydrocarbures sont présents dans la formation, les lectures 0^ et 0^ de porosité dérivées des mesures de densité et de neutrons ne fourniront pas par elles-mêmes une information suffisante et, dans ces conditions, d'autres démarches doivent être faites pour analyser valablement la formation. 15 Avant de décider si l'on doit utiliser d'autres paramètres d'entrée, pour corriger les équations (8) et (9) en fonction des effets des hydrocarbures, on doit d'abord s'assurer si les hydrocarbures existent ou non dans la formation en cours d'étude. La position du point 0 , 0^ sur la représentation statistique n'indique pas si les hydrocarbures sont présents ou non. A partir de la 20 figure 3 on peut voir que les hydrocarbures ont pour effet de tirer les points représentés dans une direction Nord-Ouest sur la représentation statistique. Toutefois, les effets des argiles structurelle, stratifiée et dispersée tendent à déplacer les points vers la droite, parallèlement à la ligne des argiles. Dans des formations propres (ou non argileuses), les effets des hy-25 drocarbures sont rapidement discernables du fait que tous les points représentés tombent au Nord-Ouest de la ligne des sables propres, si les lectures des sondes utilisées sont exactes. Evidemment, si les lectures sont inexactes, les points représentés pourraient tomber n'importe où- Toutefois, puisque la quantité d'argile éventuellement en place n'est pas initialement connue, on 30 ne connaît pas combien l'effet des argiles modifie l'effet des hydrocarbures. Comme on le voit à partir des équations (3) et (4), si des hydrocarbures affectent les lectures de la sonde, les valeurs de la porosité effective 0g, du volume des argiles V^, données par les équations (8) et (9) et la représentation statistique elle-même sont inexactes. 35 Pour surmonter cette impossibilité à produire des réponses correctes lorsque des hydrocarbures sont en place, de nouvelles informations sont utilisées. Une d'entre elles est une valeur de V ^ dérivée d'autres diagraphies 71 02767 18 2080945 sensibles à la quantité d'argile présente dans la formation en cours d'investigation. Ces autres mesures sont appelées indicateurs d'argilosité. La seconde information additionnelle est une relation supposée entre (0^)^ et qui réduit ces deux variables à une seule. Cette relation peut être décrite en écrivant les expressions pour (^)^y et en termes de densité d'hydro carbures f , comme suit s ' hy «Vhy " 1 " 5/7 4 - P 1-9 ÎJïïE • f 52'5Phy (10) - (Vhy-9Phy ": 8 " 5fhy (11) 52"5fhy Les équations (10) et (il) ci-dessus constituent un autre aspect de 10 la présente invention et ont été dérivées de considérations portant sur la composition chimique des hydrocarbures et de relations entre ses propriétés physiques. La valeur de la densité d'hydrocarbures est une inconnue qui va être déterminée par l'analyse ci-après. Avant de préciser comment les différents paramètres de la formation 15 peuvent être déterminés lorsque des hydrocarbures y sont présents, on va tout d'abord discuter les indicateurs d'argilosité mentionnés ci-dessus- Ces indicateurs d'argilosité sont des paramètres fournis par les diagraphies ou des combinaisons de tels paramètres qui sont fortement influencés par la quantité d'argile en place.. Une approximation de V - est calculée à partir de chaque 20 indicateur d'argilosité, de manière que cette indication soit-toujours ou égale ou supérieure à la véritable valeur de V .En conséquence, la plus sh petite des valeurs de derivees.des indicateurs d argilosité, est considérée comme la plus proche de la véritable valeur de V et donc retenue pour valeur de V , dans les équations discutées ci-dessus. sh 25 Ces indicateurs d'argilosité sont (l) le potentiel spontané; (2) la lecture des rayons gamma naturels; (3) la -valeur de la résistivité dans des zones d'hydrocarbures;• (4) la limite de la ligne sable-gaz; (5) le rapport de saturation S^/S^; (6) une relation entre la porosité 0^. dérivée de la diagraphie de neutrons'et la valeur de 0^ pour le point d'argile (0^)^; 30 et (_7 ) la densité des hydrocarbures. 71 02767 19 2080945 On va d'abord considérer le potentiel spontané comme indicateur d'argilosité et on a trouvé que le potentiel spontané varie d'une manière linéaire avec le rapport CEC/W dans lequel CEC est la capacité d'échange cationique de l'argile colloïdale, et W l'eau totale du sable argileux dans la zone de diffu-5 sion ionique. On a trouvé que la capacité d'échange cationique CEC est proportionnelle au volume d'argile colloïdale dans la formation, et que W est toujours égal à ou plus petit que le volume d'eau dans la zone envahie WxQ lequel est égal à : W = 0 S + V .. W . (12) xo e xo cl cl 10 Dans cette équation (12), le terme 0e^xo fournit la quantité d'eau totale contenue dans la zone envahie et le terme donne la quantité d'eau liée aux particules d'argile colloïdale. Pour déterminer la quantité W^, l'équation suivante peut être utilisée : p .=(i-vr.)f. ,+W. (13) I w.ol cl T d.cl cl 15 La densité d'argile colloïdale sèche, f^ est habituellement de l'ordre de 2,85 bien que d'autres valeurs puissent être utilisées en fonction des caractéristiques géologiques des formations. La densité de l'argile colloïdale humide peut être déterminée à partir de la représentation statistique 0p - 0jj en utilisant la valeur de 0^ pour les argiles humides et en résolvant 20 l'équation (l) pour p Pour déterminer l'amplitude de V^, il est seulement nécessaire de connaître l'index de silt et Vg^ pou?trouver V à partir de l'équation (5). On a trouvé que la relation entre V^/W^ par rapport au potentiel spontané, peut être approximativement représentée par une droite. De la sorte, 25 si cette relation et W sont connus, alors la mesure de potentiel spontané à chaque niveau de profondeur peut être utilisée pour trouver V^. Alors, en utilisant l'équation (5), V ^ peut être déterminé. Toutefois, il est tout d'abord nécessaire de déterminer la relation entre V ,/V et le potentiel cl xo spontané. 30 En accord avec une autre caractéristique de la présente invention, ceci est fait en représentant ^Cj/^XQ en fonction du potentiel spontané et en traçant la ligne qui coïncide le mieux avec les points représentés. Une telle représentation est donnée à la figure 12. Plutôt que de considérer toutes les valeurs de potentiel spontané, 35 c'est-à-dire celles tombant le long de toute la courbe de calibrage 33 de la figure 12, on a trouvé préférable de considérer seulement les points correspondant à des argiles pures et à des sables propres, et de définir les 71 02767 20 2080945 centres de gravité de ces deux nuages de points. Dans ces conditions, une ligne de calibrage peut être tracée entre ces deux centres de gravité. Sur la figure 12, les points et 35 représentent le centre de gravité pour les nuages de points correspondant respectivement à des argiles et à des sables. La raison 5 de cette approche à travers les centres de gravité vient de ce que si tous les points étaient considérés, un excès en points d'argile ou de sablé pourrait influencer en mal la position de la ligne de calibrage 33- Une fois que la position de la ligne de calibrage 33 est connue, les valeurs mesurées de potentiel spontané peuvent être utilisées avec la 10 représentation statistique de la figure 12 pour déterminer l'amplitude de V /Vf pour chaque niveau de profondeur. Des valeurs de 0 , S et de SI G JL XO Q XO peuvent être déterminées avec d'autres informations d'une manière décrite ci- après et les équations (5) et (12) peuvent alors être résolues pour V , . sh Comme cela sera indiqué plus en détail ci-après, les potentiels spon- 15 tanés respectivement caractéristiques des sables propres et des argiles doivent être déterminés. Le potentièl spontané caractéristique des argiles est désigné SP et le potentiel spontané caractéristique des sables est appelé potentiel sn spontané statique ou SSP. Dans le passé, il a été nécessaire d'obtenir de telles valeurs à partir d'une inspection visuelle d'une diagisphie de potentiel 20 spontané, mais une telle inspection ne fournit pas des valeurs précises pour ces deux paramètres. Par exëmple, une couche de sable ou d'argile doit être relativement épaisse avant qu'une mesure précise de SP^ et/ou SSP puisse être déterminée. Si la couche de sable ou d'argile n'est pas assez épaisse, les valeurs choisies pour ces deux paramètres peuvent être erronées. 25 Le terme SSP est la valeur de potentiel spontané dans les sables propres et le terme SPgh est la valeur de potentiel spontané dans des formations contenant 100# d'argile. On a trouvé qu'aucun de ces paramètres ne varie notablement sur iane longueur de forage, pourvu que la salinité de l'eau reste constante. Dans ces conditions, en déterminant ces deux paramètres, le calibrage 30 de SP pour tous les niveaux de profondeur, en termes de V , est connu. cl En accord avec une autre caractéristique de la présente invention, les valeurs de SPg^ et de SSP peuvent être déterminées à partir de la représentation statistique de la.figure 12 de V ,A par rapport à SP, de la manière cl xo suivante. Pour déterminer la valeur de SP^, le terme V ^ est pris égal à 1 35 pour fournir la quantité 1A? sur l'axe vertical de la représentation statistique de la figure 12. Alors la valeur de l/Wxo est utilisée en association avec la ligne de calibrage 33 pour déterminer la val.eur de SP^. Pour déterminer 71 02767 21 2080945 la valeur de SSP, le fait que doit égaler zéro dans les sables propres est utilisé. Ainsi, l'intersection de la ligne de calibrage avec l'axe V ,/W =0 C-L XO donne la valeur de SSP (figure 12). En connaissant SPg^ et SSP que donne la ligne de calibrage 33 de la 5 figure 12, V peut être déterminé. Alors en combinant les équations (5) et (12), V , fourni par la diagraphie de potentiel spontané, /terme (V , )_,„) sn [ sh Sri peut être écrit comme étant : ^ SP = / . SP - SPsh ) (15) 1 - SI W l SSP - SP , / cl N sh Une autre diagraphie qui fournit une indication de la quantité d'ar- 10 gile est la diagraphie des rayons gamma naturels. Dans ce cas, on a trouvé que la relation entre l'amplitude de la diagraphie des rayons gamma naturels normalisée pour la densité globale en termes de volume de silt et d'argile colloïdale, V ... et V ,, respectivement, peut être écrite comme suit : silt cl OR. f „ . A + B Vs±lt + 0 Tol (16) 15 dans laquelle : A est un coefficient de calibrage fournissant la radiation de bruit de fond, c'est-à-dire, le taux de comptage des rayons gamma dans les sables à eau propres, et B et C sont des coefficients de calibrage se rapportant à et V respectivement. En multipliant le taux de comptage des rayons gamma naturels GR par la densité globale fb, le taux de comptage des 20 rayons gamma est normalisé pour les variations de densité globale. En combinant les équations (3), (4), (5) et (l6), le volume d'argile donné par la diagraphie de rayons gamma, c'est-à-dire (V . )„„ est fourni par la relation : sn un (V ) = fb « GR - A s*1 GR B. SI - C(1 - SI) Avant d'utiliser la diagraphie de rayons gamma pour fournir line 25 indication quantitative du volume d'argile, il est tout d'abord nécessaire de déterminer les coefficients de calibrage A, B et C ci-dessus. Pour réaliser cela, en accord avec une autre caractéristique de la présente invention, une correspondance statistique est faite entre les mesures de rayons gamma, les quantités de silt et d'argile colloïdale et les radiations de bruit de fond 30 dans les formations. Selon la figure 13, une représentation statistique tridimensionnelle de la mesure de rayons gamma en fonction des volumes et est représen tée. L'axe des rayons gamma est l'axe vertical dans la figure 13, tandis que les axes et sont des axes horizontaux respectivement dirigés vers 35 la gauche et vers la droite de la figure 12. En utilisant les mesures de 71 02767 22 2080945 ^silt Vcl dérivées de la représentation statistique 0-^ - en liaison avec le taux de comptage de rayons gamma GR pour chaque niveau de profondeur, un point peut être placé sur la représentation tridimensionnelle de la figure 13 pour chaque niveau de profondeur. Un plan de coïncidence optimale peut 5 être formé sur la figure 13- L'intersection de ce plan avec l'axe GR fournit l'amplitude du coefficient de calibrage A, puisque l'axe GR coïncide avec ^silt = Vcl = c'est-à-dire avec les sables propres. Pour déterminer le coefficient de calibrage B, il est seulement nécessaire de prendre ^t = 1 et = O dans l'équation (17), ce qui corres- 10 pond à regarder sur l'axe. = 1 dans la figure 13. La longueur totale du vecteur depuis l'axe au point = 1 jusqu'au plan de coïncidence optimale, fournit la lecture totale de rayons gamma normalisés dans ce cas. Ainsi, puisque dans ce cas, V est égal à 1, la longueur de ce vecteur, depuis l'axe V . jusqu'au plan de meilleure coïncidence le long de l'axe sirt 15 = 1* sera égale à A + B, comme cela est indiqué par l'équation (12). Puisque A a déjà été déterminé par l'intersection de plan de meilleure coïncidence avec l'axe GR et peut être projeté sur l'axe = 1, comme cela est indiqué sur la figure 13, le reste de la longueur de ce vecteur est égale à B. Un raisonnement identique est utilisé pour la détermination du coefficient 20 de calibrage C à partir du vecteur entre l'axe V et le plan de meilleure coïncidence, le long de l'axe = 1, comme cela est représenté sur la figure 13- Si toutes les mesures de rayons gamma étaient indistinctement représentées sur-la figure 13, on peut concevoir qu'il y ait me plus grande quan-25 tité de points groupés au voisinage d'un sommet du triangle qui définit le plan de meilleure coïncidence qu'au voisinage des autres, donnant ainsi la possibilité à certains points dérivés de certains types de formation d'affecter d'une manière indue la position du plan de meilleure coïncidence. Pour résoudre ce problème, les points représentés sont rassemblés en trois groupes corres-30 pondant à des formations de sable propre, d'argile à prédominance d'argile colloïdale et d'argile.à prédominance de silt. Des nuages de points correspondant à.des sables propres, à des formations où l'argile colloïdale est prédominante, à des formations- où le silt est prédominant, sont généralement indiqués sur la figure 13 par les références 37» 38 et 39 respectivement. Les centres 35 de gravité de chacun de ces trois nuages de points sont alors calculés et," de tels centres de gravité sont utilisés pour définir le plan de meilleure coïncidence. Ainsi, les points 40, 4l et 42 représentent de tels centres de gravité. La détermination des coefficients de calibrage A, B et C est alors faite de la manière indiquée ci-dessus. . 71 02767 23 2080945 Une fois que les coefficients de calibrage A, B et C ont été déterminés, ceux-ci peuvent être utilisés en même temps que les mesures de rayons gamma GR, de densité globale fles valeurs d'index de silt SI, dérivées de la représentation statistique 0^ - 0^, pour chaque niveau de profondeur 5 dans le forage, en accord avec l'équation (17), pour fournir des indications du volume d'argile indiqué par la mesure de rayons gamma naturels, c'est-à-dire (vsh)GR- Une troisième indication du volume d'argile peut être dérivée des mesures de résistivité dans les zones contenant des hydrocarbures. Dans les 10 zones à hydrocarbures présentant une saturation en eau irréductible, l'expression suivante s'applique : „ W, V . W 1 ir sh ir /„o\ R~ = 0 R . ~8~R (l8) t e sh w dans laquelle R est la résistivité de la zone non envahie de la formation} "C 15 Rw est la résistivité de l'eau de formation naturelle qui peut être dérivée des tables des caractéristiques de l'eau, fournies par les géologues ou par d'autres techniques bien connues; et "ir * K Sir (19) dans laquelle S^r est la saturation en eau irréductible. L'eau irréductible 20 est 1'eau qui s'accroche aux grains du matériau constituant la formation, du fait de forces capillaires et qui ne peut être déplacée. Dans les formations propres tend à rester constant et peut être décrit par la relation : , (2o, pr \ Rt / 25 Dans les formations argileuses, le volume d'eau irréductible peut être décrit par la relation : W, = W + i V (21) ir pr sh dans laquelle i est habituellement pris égal à 0,1. Après avoir calculé la limite inférieure de W en utilisant dans pr 30 l'équation (20), la plus haute résistivité enregistrée dans la zone d'hydrocarbures et une valeur de dérivée de la sonde de diagraphie R^, c'est-à- dire (V , ) , peut être trouvée en résolvant simultanément les équations (l8) sh r. (19) et (20) et (21). Puisque la limite inférieure de a été choisie, (V ) sera égal ou supérieur à la vraie valeur de V . sn -q sn. 71 02767 24 2080945 Un autre indicateur d'argilosité basé sur la valeur maximale d'argile possible, dans le cas de sable propre complètement saturé en gaz peut être dérivé. Sur la représentation statistique 0,T - 0, les points de sables propres rj i) complètement saturés en gaz, tomberont sur irne ligne droite passant à travers 5 l'origine de la représentation statistique• La pente de cette ligne de sable à gaz dépend seulement des propriétés du gaz. Comme il sera précisé en détail ci-après, les points représentés sur la représentation statistique 0^, 0^ sont corrigés en argilosité en fonction de la quantité d'argile indiquée par les indicateurs d'argile. Si la correction d'argilosité déplace les points au-delà de cette limite constituée par la ligne des sables à gaz, on sait que la valeur de V indiquée par les indicateurs d'argilosité est trop grande. Puisque tous les indicateurs d'argilosité sont supposés indiquer les limites maximales d'argilosité, l'amplitude V , qui corrigerait les points sn vers la ligne limite de sable à gaz, est choisie pour être l'indication la 15 plus précise du volume d'argile- On a trouvé que la relation pour le volume d'argile donné par l'indicateur d'argilosité constitué par la ligne limite de sable à gaz (V . ) peut être écrite comme étant ; sh g jZi . 0 - 0 (V ) „ H B (22) 311 8 0 ' (0 ) - (0 ) v °Vsh D sh dans laquelle 0 = 1 7 8 ( 1 + _2 ) _ i 8-5 li« ^Pgîlim (23) 20 la limite inférieure de la densité du gaz ( g)-^ est calculée comme une fonction de la profondeur, en accord avec l'expression suivante : ( p ),., = 1 » 5 + 4Z.10 + 2Z2.10 (avec Z en pieds) (24) » g Hm -3 2-6 10 50 -h 2Z.10 + Z .10 Une autre limite- supérieure du volume d'argile peut être trouvée en se basant sur le fait que la saturation en.eau dans la zone envahie S , xo 25 doit toujours être égale ou supérieure à la valeur de la saturation en eau dans la zone non-envahie S^. La raison de ceci est que, avant que le trou ne soit foré, la zone non-envahie et la région, appelée zone envahie après réalisation du forage, avaient la même saturation en-eau. Quand le forage est réalisé, la boue de forage envahit une portion de'la formation appelée zone 30 envahie, déplaçant les fluides qui s'y trouvaient à l'origine. L'effet de cette invasion est soit d'augmenter la saturation en eau si de l'huile était présente, soit de remplacer l'eau par le fluide d'invasion et de ne provoquer que des changements minimes, si aucun hydrocarbure n'est initialement présent. 71 02767 25 2080945 La saturation en eau de la zone non-envahie S peut être trouvée à w partir de l'expression suivante j V . S 0 2 S 2 1 sh w e w ,0c-\ R = R + 0,8 R ^25' t sh w Les termes de l'équation (25) ont déjà été définis ci-dessus. La saturation de de l'expression suivante s La saturation de la zone envahie S peut être obtenue à partir xo V S 0 2 3 2 1 àh. xo .e xo ,n/?s R = (R7) + 0,8 R (26) xo sh xo mf dans laquelle R est la résistivité de la zone envahie, (R . ) est la résis-xo sh xo tivité de la zone envahie dans le cas d'une formation argileuse, est la 10 résistivité du filtrat de boue qui a pénétré dans la zone envahie. Le terme peut être déterminé par des techniques connues. Si un dispositif de mesure de R n'est pas disponible, la saturation en eau de la zone envahie peut être xo approximativement déterminée à partir de S suivant l'expression ci-après : (1 - s ) = 0,5 (1 - s ) * (27) XO W 15 Puisque, comme on l'a discuté ci-dessus, le terme S^o doit toujours être égal ou supérieur au terme Sw, le terme S q dans l'équation (26) peut être pris égal à dans l'équation (25) et ces deux équations résolues pour Y _ potr fournir une limite supérieure de T. buée sur le rapport de satura-sh sh tion en eau. En faisant cela, le terme donné par l'indicateur d'argilosité 20 dérivé du rapport de saturation «n eau, c'est-à-dire (V^)^ est donné par l'équation suivante R - R mf w (T.), - -3- —^ — (28) 141 * s.. V \ w (H.) R . v sh xo sh Une autre indication de la limite supérieure des volumes d'argile est dérivée du rapport entre la porosité dérivée de la diagraphie de neutrons 25 0^ et la porosité dans les argiles. Ainsi ^Vsh^N = / ^N^sh ^ La raison pour laquelle ceci donne une limite supérieure de est évidente à partir de l'équation (7) puisque 0 est minimale quand l'argile est en plus e grande quantité. 30 Un septième indicateur de la limite supérieure du volume des argiles peut être fourni par le fait qu'une solution des équations (6), (7), (10), 71 02767 26 2080945 (il) et (26) donne une valeur des densités d'hydrocarbures qui est égale ou. supérieure à la limite dé densité de gaz ( p ),. • Réciproquement, en » g lim prenant f ^ =.(f on Peu,t calculer à partir du même groupe d'équations, une valeur (V^)^ qui est au moins égale ou supérieure à la véritable valeur 5 -de Vsh' ^ . Les termes R . et (R . ) ont été utilisés dans un nombre d'équations sn sh xo exprimant les indicateurs d'argilosités discutés ci-dessus. Jusqu'à présent, les déterminations de R . et de (R . ) ont été faites par l'inspection des sh sh xo diagraphies de R^, et de R^ en face de ce que l'on estime être constitué par. 10 des zones argileuses. Dans cette technique antérieure, les valeurs de et de R dans les zones d'argile, étaient supposées représenter R , et (R , ) , xo sh sn xo respectivement. Selon une autre caractéristique de la présente invention, des valeurs plus précises de R. et de (R ,)_. peuvent être calculées. Ces valeurs de R, sn sn xo an 15 et de (R . ) peuvent, en accord avec la présente invention, varier d'un sh xo niveau de profondeur au suivant, en fonction de la composition des argiles. Pour déterminer une valeur représentative de R^ à chaque niveau de profondeur, en aecord avec la présente invention, une étude statistique est faite pour déterminer la résistivité d'une formation, comme si elle contenait IOO56 d'argi- 20 le colloïdale. On a trouvé que la résistivité de l'argile colloïdale RQ^ ne varie habituellement pas d'une formation à l'autre dans line zone géographique donnée. Toutefois, comme on l'a discuté ci-dessus, la résistivité des argiles, R , variera en fonction de la distribution de l'argile colloïdale et du silt sn ou limon. Ainsi, la valeur de R^ statistiquement dérivée des mesures peut 25 être utilisée en association àvee 1'index de silt SI pour déterminer la valeur de R^ à chaque niveau de profondeur. On a trouvé que la relation entre R . , R , et SI est : sh cl Ksh - "oi ' (1 - 81)2 W En représentant les valeurs de résistivité R obtenues, au moyen X 30 d'une sonde de diagraphie de résistivité à grande profondeur d'investigation, * 2 dans les couches d'argile, ën fonction du terme l/(l - SI) , une famille de points tels que ceux représentés par la figure 14 en résulte. Une ligne 45 peut alors être tracée de manière à coïncider au mieux avec tous les points représentés. Dans une formation contenant 100# d'argile colloïdale, l'index 2 35 de silt SI sera nul et ainsi, le terme l/(l - SI) sera égal à 1. Dans ces - 2 conditions, le point de la ligne dont l'abscisse en l/(l - Si) est égaie à 1, aura pour ordonnée sur l'axe une valeur R^. Dans ces conditions, comne cela 71 02767 27 2080945 sera expliqué ci-après, une valeur de l'index de silt SI, à chaque niveau de profondeur est calculée et utilisée avec la valeur statistiquement obtenue pour Rcl dans l'équation (32), de manière à déterminer à chaque niveau de profondeur. 5 Une technique semblable est utilisée pour trouver la valeur de (^cj_)xo» 11,16 sonde de diagraphie de résistivité R à faible profondeur d'investigation étant toutefois utilisée, au lieu d'une sonde R,. Cette valeur "C de (R ) peut être utilisée avec la valeur de l'index de silt SI, pour cl xo calculer (R^)xq à chaque niveau de profondeur, de la même manière que pour 10 R • La relation pour (R ,.) est : sh sh xo (RjTn ^o^xo (33) sh xo =* 0 (1 - SI) Après avoir expliqué comment les différents indicateurs d'argilosité peuvent être obtenus, l'ensemble de la méthode d'interprétation de la présente invention va pouvoir maintenant être présenté. A cet effet, on se rapportera 15 à la représentation statistique 0^ - 0^ de la figure 15, dans laquelle les lignes de sable et d'argile et la parabole limite 30 ont été représentées. Comme cela a déjà été indiqué, la représentation statistique 0^ - 0N peut être utilisée pour déterminer les paramètres et 0^ en l'absence d'effet d'hydrocarbures. En termes mathématiques, cela signifie qu'il y a davantage d'inconnues 20 dans les équations (8) et (9) qu'il n'y a d'équations. Comme on l'a déjà discuté les termes relatifs à l'argile 0^)^ e"t dans les équations (8) et (9), constituent les valeurs de 0^ et 0^ au point sur la représentation statistique où la parabole limite 30 coupe la ligne d'argile (voir figure 11). Si ce point d'intersection est à la gauche du point d'argile S, , ce point S, est pris no no 25 comme étant le point d'argile caractéristique et (^)sll et deviendront alors respectivement (0^)^ et ^j^shc' Comme cela a déjà été précisé, l'index de silt SI est déterminé en fonction de la position de ce point caractéristique d'argile. Mathématiquement, cette opération peut être réalisée comme suit. La 30 parabole limite 30 dans la figure 4 peut être exprimée comme : ^sh ~ K (Vsh 0 ^ ~ V ^ ^ (34) ^*Vsh " ^Vsh ^ C^Vsh" ^shj dans laquelle (0p)sh peut être exprimé en fonction de 0^ pour le point d'argile colloïdale humide, 0#d)g1.> et l'index de silt SI comme 71 02767 28 2080945 ^iPsh "" ^N^cl (! - SI) - (36) Puisque (0^)^ et ($^)cl sont des paramètres connus, les équations (34), (35) et (36) peuvent être résolues pour (^Psh e"t' S'!"' ^ SI esi: Plus erand. que SIQ (index de silt du point S^q)3 il est limité à SIq et, dans ce cas 5 (Vsh' (^N)sh S°nt PriX ëgaUX à (0D}sho Bt (V£ „ S'il y a effet d'hydrocarbures, la représentation statistique fournira des valeurs inexactes pour et 0^. En termes mathématiques, ceci veut dire qu'il y a plus d'inconnues dans les équations (6), (7), (10), (il) et (26) qu'il n'y a d'équations. Pour éliminer un paramètre inconnu, la valeur la plus 10 faible de V produite par la pluralité d'indicateurs d'argilosité présentés ci-dessus, sera utilisée. La plus faible valeur, appelée (V^)^^, est la valeur limite supérieure et pas nécessairement la valeur réelle.' Ceci doit être vérifié. Pour le réaliser, on suppose initialement qu'il n'y a pas d'effet d'hydrocarbure et que les équations (8) et (9) sont résolues pour et 0^ 15 en utilisant (V^)in^. Les nouvelles valeurs corrigées pour l'effet d'argile, de et 0^ sont appelées et lesquel peuvent être écrits comme : V N = ~ ^Wind * ^N^sh ^7) ^ D ~ ~ ^sh^ind ' ^tP'sh ^ Ces lectures corrigées pour l'argile, et y^ sont alors vérifiées 20 pour déterminer la position du nouveau point par rapport à la ligne de sable propre. Graphiquement, se référant à la figure 15, cette opération est décrite en déplaçant le point initialement représenté 0^ - 0^ parallèlement à la ligne d'argile d'une quantité dépendant de la valeur calculée de à partir 25 des indicateurs d'argilosité, tels.que représentés par les vecteurs 47, 48 et 49 sur la figure 15* Ces équations amènent le point représenté à se déplacer parallèlement à la ligne d'argile et ainsi, le long d'une des lignes 0& (figure 3). La pente de cette ligne sera ^Wal/^ysh* ' Initialement, une seule valeur d'indicateur d'argilosité choisie parmi (V^)^, 30 (V . )_„, (V , )„., (V , ).T et (V ) est retenue pour effectuer cette correction, sh GR sh Rt sh N sh g Comme on le sait, la valeur la plus faible obtenue, à partir de ces différents indicateurs d'argilosité, est la plus proche de la valeur réelle. Cette valeur minimale est donc retenue pour tout usage ultérieur. Si la correction fournie par amène le point représenté 35 0-q , à se déplacer vers la ligne de sable propre à 45°, cela signifie normalement une absence d'effet d'hydrocarbure sur la lecture de la sonde, 71 02767 29 2080945 pourvu que ces lectures soient elles-mêmes correctes. Par lecture correcte on entend une lecture effectuée en l'absence de facteurs contradictoires comne un brusque élargissement du diamètre du forage, une épaisseur trop importante de cake de boue, etc... Un exemple illustrant cela est présenté sur la figure 5 15» dans laquelle la lecture de diagraphie fournit un point 50 et la quantité d'argile donnée par les indicateurs d'argilosité, déplace ce point de la longueur du vecteur 47 vers le point 51 sur la ligne de sable. En d'autres ternes, la quantité d'argile fournie par le terme est très vraisemblablement correcte puisque en l'absence d'argile et d'hydrocarbures le point serait re-10 présenté sur la ligne de sable. Ceci veut dire que la correction d'argile donnée par le vecteur 47, déplace le point représenté 50 vers une position sur la ligne de sable, où le point aurait été représenté pour la même formation, si celle-ci n'avait pas contenu d'argile. Ceci étant le cas, le point initial 50 peut être utilisé en liaison avec la représentation statistique 0^ - 0^ pour 15 déterminer V . , 0 et SI (et à partir de SI, V . et V . ) de la manière repré-sh 9 Ci. Sixt sentée aux figures 2, 3 et 11. En termes mathématiques, les équations (8) et (9) sont résolues pour V . et 0 en utilisant les valeurs de (0_) . et (fi.) . v sh e D sh N sh déterminées à partir des équations (34), (35) et (36) pour les valeurs initialement mesurées de 0~ et 0„. La solution des équations (34), (35) et (36) pour JD rl 20 les valeurs mesurées de 0^ et 0^ fournit également SI qui peut être combiné avec V dans les équations (4) et (5) pour permettre le calcul de et Hilton va maintenant considérer le cas où des hydrocarbures sont présents et où ils affectent les lectures des sondes de diagraphie 0^ et 0^. On rappel- 25 lera, en référence à la figure 3» que les hydrocarbures déplacent le point représenté dans la direction Nord-Ouest. Dans ces conditions, en supposant que (V , )- - est exact, la correction d'argilosité donnée par (V , ). , déplace le sh ind sh ma point à travers la ligne de sable propre. Ainsi, en supposant que des hydrocarbures étaient ajoutés à la formation qui a donné le point référencé 50, ce 30 point serait déplacé vers le Nord-Ouest et la correction d'argilosité le déplacerait à travers la ligne de sable propre à 45°• A titre d'exemple, on va supposer que la représentation de 0^ et 0^ correspond au point 52 sur la figure 15- La correction d'argilosité fournie par les indicateurs d'argilosité déplace ce point 52 de la longueur du vecteur 35 48 vers une nouvelle position représentée par le point 53* Dans ce cas, le fait que la correction d'argilosité a déplacé le point au-delà, ou vers le Nord-Ouest, de la ligne de sable propre indique que les lectures de l'outil 71 02767 30 2080945 ont été probablement affectées par des hydrocarbures contenus dans la formation. Toutefois, ceci doit être vérifié puisqu'il est également possible que l'amplitude de la correction d'argilosité donnée par les indicateurs d'argilosité soit trop importante. 5 Pour vérifier que la valeur possible la plus faible de (V . ). , a sh lnd bien été calculée, en accord avec une autre caractéristique de la présente invention, un test est fait pour déterminer si S est inférieur à S . Si cela xo w est, quelque chose est erroné, puisque S ne doit jamais être inférieur à S . xo w Il est alors supposé que le terme calculé est trop important, et un 10 nouvel indicateur d'argilosité est introduit. Puisque S^o ou S paraît être erroné, les saturations en eau .dans les zones eiivahie et non-envahie- sont alors calculées au moyen des équations (25) et (26), et utilisées, pour calculer une valeur de (V^g avec l'équation (28). Puisque et 0g ne sont pas connus à cet instant, la valeur minimale de fournie par les indicatéwrs d'argilo-15 sité, (Vwh)lT »Ap - V-jr- dans laquelle et ^ sont les valeurs corrigées d'argilosité pour et 0^, c'est-à-dire les valeurs pour le point corrigé. 53 sur la figure 15* 20 Si (V , ) devient la valeur minimale V , donnée par les indicateurs sh s sh d'argilosité, elle devient également la valeur Vg^ fournie par ces indicateurs, c'est-à-dire (V . ). Dans ce cas, .il est également possible que la valeur, an met de fournie par l'indicateur d'argilosité qu'est le potentiel spontané, c'est-à-dire (V^)^^ puisse devenir inférieure à (Vgh)^n^. On rappellera, à 25 partir de la discussion concernant l'équation (15), que l'amplitude (V^) dépend de la saturation en eau de la zone envahie S^o qui, initialement, avait été prise égale à. 1 pour obtenir une première approximation de (V , ) • Ainsi, su sp me nouvelle valeur de (V , ) est calculée en utilisant la nouvelle valeur sh sp calculée S . Si cette nouvelle valeur de (V . ) est inférieure au terme xo sh sp 3° (V , ). ,, précédemment calculé, elle devient la nouvelle valeur V , fournie sh lnd sh par les. indicateurs d'argilosité. Après que la meilleure valeur possible de (VRh)1nri ait été obtenue, l'étape suivante a pour objet de déterminer si la nouvelle correction d'argilosité déplace le point sur ou au voisinage de la ligne de sable propre. Si le 35 point de mesure se déplace encore au-delà de la ligne de sable propre, on doit déterminer si la diagraphie de résistivité est en accord avec la réponse apparente fournie par la représentation statistique 0^ - 0^, c'est-à-dire si 71 02767 31 2080945 des hydrocarbures sont présents dans les formations. Les termes et sont recalculés et utilisés pour vérifier cela. A cet effet, si les valeurs recalculées de Sxq et sont toutes deux approximativement égales à 1, cela signifie que les diagraphies de résistivité indiquent qu'il n'y a pas d'hydrocarbures. 5 Cela, en effet, signifie que les réponses fournies par la représentation statistique de et celle fournie par les sondes de résistivité sont en contradiction. La raison logique de cette contradiction est que est encore trop grand, ce qui est toujours une possibilité, compte tenu de la manière dont ce terme est obtenu. En conséquence, le terme (V^ )^ est alors 10 diminué jusqu'à ce que le point corrigé en fonction de l'argile soit ramené sur ou au voisinage de la ligne de sable propre, ou jusqu'à ce que les mesures fournies par les sondes de résistivité indiquent la présence d'hydrocarbures. On rappellera que S et S sont toutes deux fonctions de V , et, donc que w xo sh leurs valeurs changeront au fur et à mesure que change. 15 On va à nouveau se référer à la figure 15• Sur cette figure, le point 53 corrigé en fonction de l'argile sur la représentation statistique, indique qu'il y a un effet d'hydrocarbure du fait que ce point 53 tombe au Nord-Ouest de la ligne de sable propre. On suppose que les mesures de résistivité, par ailleurs, indiquent qu'il ne peut y avoir d'effet d'hydrocarbure, et donc que 20 l'importance de la correction d'argilosité fournie par l'indicateur d'argilosité (V , ). , devrait amener le point initialement représenté en 52 sur la ligne de sh ind sable propre, au point 55* La longueur du vecteur de correction d'argilosité est alors diminuée jusqu'à ce que le point 53 retourne sur ou au voisinage de la ligne de sable propre, ou jusqu'à ce que la mesure de résistivité représentée 25 par S^ et indique me possibilité d'effet d'hydrocarbure. Dans ce dernier cas, le point initialement représenté en 52 est corrigé en accord avec l'amplitude de l'effet d'hydrocarbures. A titre d'exemple, on va supposer que le point corrigé en fonction de l'argile 53, est déplacé en arrière sur le point 56 avant que la mesure de résistivité ne fournisse me indication d'hydrocar-30 bures. Dans ce cas, le vecteur 57 ramène le point sur la ligne de sable propre. Ceci a pour effet de déplacer le point initial 52 dans me direction parallèle au vecteur 57 et, d'me longueur égale à celui-ci, de façon à fournir m point 57a qui correspond au point initial 52 corrigé pour m effet d'hydrocarbure. Ce point corrigé 57a est alors analysé sur la représentation statistique 35 0^ - 0£ de la manière discutée précédemment, afin d'en dériver les valeurs de 0 , V , et SI. e sh 71 02767 - 32 2080945 Si, par ailleurs, le point 53 corrigé en fonction de l'argile avait été déplacé pour revenir sur ou au voisinage de la ligne de sable propre, le point initial 52 serait utilisé à cet effet. En d'autres termes, cela signi- fierait qu'il n'y a pas de correction d'hydrocarbure à considérer. 5 On va revenir au point de la discussion où S et S ont été tous w xo deux vérifiés en fonction d'une indication d'hydrocarbures et si celle-ci a été déterminée, on va vérifier que les termes S et S sont tous deux suffi- . w xo samment inférieurs à 1 pour indiquer la présence d'hydrocarbures, la valeur de 3a densité d'hydrocarbures p ^ utilisée dans les équations (10) et (il) 10 étant vérifiée pour déterminer si elle est plus basse que la plus basse valeur possible de la densité d'hydrocarbures. Cette plus basse valeur possible est la valeur limite de densité de gaz (pg)lim donnée par l'équation (24). Pour calculer la valeur de fles équations (6), (7), (10), (il) et (26) sont résolues en utilisant la valeur de V , donnée par les indicateurs d'argilosité sn 15 et les valeurs de SI, (0^)^ et (0^)gh fournies par la représentation statistique ou à partir des équations (34), (35) et (36)» Si Phy. est plus grand que (pg^im' c'est-à-dire si est accep table, on suppose que les réponses fournies par la solution des équations (6), (7), (-10), (il) et (26) avec les valeurs de ($D)sh et (0^)^ produites par les 20 équations (34), (35) et (36) sont précises. Alors connaissant V , et SI, les sh valeurs de V ^ et peuvent être calculées à partir des équations (4) et (5). En référence à la figure 15 cette opération prend la forme du déplacement du point corrigé en fonction de l'argile 53s de la longueur du vecteur 25 54 vers im nouveau point 58.sur la ligne de sable à 45°• La correction correspondante due aux hydrocarbures peut être appliquée au point initial 52 et a pour effet de déplacer ce point vers une nouvelle position 58a- Ceci est la positiai du point de sable argileux s'il n'était pas affecté par les hydrocarbures. En conséquence, ce point 58a peut être valablement, utilisé soit en association 30 avec 0^ et les lignes de la représentation statistique 0^ - 0 t pour calculer 0& et Vgh soit av.ec les équations (8) et (9)- En outre,.la position de ce point 58a peut également déterminer SI. Dans cet exemple, le point 58a est dans la zone de sable argileux de la représentation statistique et ainsi l'index de silt est SIq correspondant au point 35 d'argile ShQ. 71 02767 2080945 Si par ailleurs le test de densité d'hydrocarbures a échoué, c'est-à-dire si p ^ a été trouvé inférieur à (p ceci est une claire indica tion que quelque chose ne marche pas, qu'une des lectures au un des calculs est erroné. Un responsable vraisemblable de cet état de choses est la valeur 5 de S donnée par la mesure de résistivité R souvent influencée par la forme xo xo du trou ou par le cake de boue. Pour le vérifier, une valeur approximative de S est calculée en utilisant la valeur de S donnée par la mesure de résis-xo w tivité R en accord avec l'équation (27)- Cette équation est plutôt empirique u et conduit généralement à des valeurs raisonnables pour S^q. Si cette nouvelle 10 valeur calculée de S désignée (S ) est inférieure à la valeur de S cal- xo xo w xo culée à partir de la mesure de résistivité Rxo> on suppose que la valeur de S calculée à partir de la mesure R est erronée. Alors le test ci-dessus xo xo ayant pour objet de déterminer si S^ et S^q sont suffisamment plus petits que 1, est effectué en utilisant cette nouvelle valeur de S . Par ailleurs, si ' xo 15 (S ) est plus grand ou égal à la valeur de S dérivée de la mesure de R , v xo'w v ° ° xo xo' ceci confirme que le terme S fourni par la mesure de résistivité R est xo xo raisonnablement précis et que 1'erreur est provoquée par la valeur de donnée par les indicateurs d'argilosité, laquelle est donc trop Importante. En conséquence, est diminué jusqu'à ce que le terme f ^ soit égal à 20 ( P g^iiuj' ^ Parti1* de quoi l'effet d'hydrocarbure est calculé pour permettre le calcul suivant de et de 0 , les équations (6), (7), (10), (il) et (26) utilisant les valeurs de (0^)^ et (0^)^ données par les équations (3*0, (35) et (36). A partir de ces nouvelles valeurs de et 0e me nouvelle valeur de Sw peut également être calculée. Le terme S^ étant calculé à partir de la 25 solution simultanée des équations (6), (7), (10), (il) et (26). Graphiquement, l'opération qui consiste à réduire (Vgh)^n^ est la même que celle discutée ci-dessus quand le point 53 est déplacé en arrière vers le point 56 pour fournir le vecteur de correction d'effet d'hydrocarbure 57 qui à son tour déplace le point initial 52 vers me nouvelle position 57a pour permettre l'analyse 30 par la représentation statistique 0^ - 0p. On va maintenant considérer ce qui se passe quand le vecteur de correction d'argile déplace le point de donnée représenté vers me position située à droite ou au Sud-Est de la ligne de sable à 45°• Une telle situation est décrite dans la figure 15 par le vecteur de correction d'argile 49 dépla-35 çant le point de mesure initial 63 vers la position 64. Cette situation est incompatible avec le critère maintes fois souligné de la méthode, qui dit que la valeur de V . donnée par les indicateurs d'argilosité doit toujours être sh 71 02767 34 2080945 ou égale ou supérieure à la valeur réelle de H est donc supposé en ce cas, que Vsh donné par les indicateurs d'argilosité est correct mais que l'une ou l'autre des valeurs de ^ ou 0^ est incorrecte. Ceci implique soit que la lecture de 0^ est trop élevée (effet 5 d'élargissement du trou de forage ou effet du cake de boue) soit que la densité des grains de sable a été localement augmentée (0^ trop faible)• Dans ce cas V ^ est vérifié pour déterminer s'il est compatible avec la valeur maximale qui peut être attendue dans ce sable. Mathématiquement, la valeur ipjj du point corrigé en fonction de l'argile est donnée par : 10 '( Vu-" vl1 - Si est plus grand que ( YjPlim' est aJus^ Jusqu'à ce que le point corrigé tombe sur la ligne de sable à 45° • Selon la figure 15, cette opération est décrite par le vecteur 65 déplaçant le point corrigé 64 vers une nouvelle position 66 sur la ligne de 15 sable propre. En conséquence, le point initial 6? est déplacé dans la niême direction que le vecteur 65 et pour la même distance, jusqu' à la nouvelle position 66a. Ce nouveau point 66a est alors analysé par la représentation statistique pour permettre de trouver les valeurs de V^, 0& et SI. Si est compatible avec les indications données ci-dessus, on 20 suppibae alors que la valeur.de la densité de grain de matrice .P est erronée 1 B8 et alors est ajustée Jusqu'à ce que le point représentatif soit ramené sur la ligne de sable propre. Dans la figure 15, cette opération est décrite par le vecteur 67 déplaçant le point corrigé en fonction de l'argile 64 vers la nouvelle position 68 sur la ligne de sable propre. Le aouveaent correspondant 25 consiste à déplacer le point Initial 63 vers une nouvelle position 68a. Il y a une limite à l'importance de la correction que l'on peut appliquer au terme p .Le terme p et donc 0_ (voir l'équation (l) est ajusté * JD' » IQ «U seulement jusqu'à ce qu'il égale une valeur limite prédéterminée de la densité de grain de matrice. Dans l'exemple donné par le vecteur 67 sur la figure 15, 30 on avait supposé que cette condition limite n'était pas dépassée. En conséquen-■ ce, 0^ est ajusté jusqu'à ce que la ligne de sable propre soit atteinte. Jusqu' ici, la diseussion a suppose que les points de donnée ne tombent pas dans la zone d'invraisemblance. Si un point tombe dans la zone d'invraisemblance, on doit d'abord le vérifier et éventuellement le corriger av.ant 35 que l'analyse discutée ci-dessus soit mise en oeuvre. Puisque les valeurs de et 0j2 sont maintenant présumées être douteuses, d'autres données non influencées par 1'effet de trou sont utilisées pour contrôler ces valeurs et pour 71 02767 35 2080945 corriger 0^ et 0^. A cet effet, en accord avec une autre caractéristique de la présente invention, la porosité 0 dérivée de la diagraphie du temps de S transit acoustique et calculée en accord avec l'équation (2) et les valeurs de données par les indicateurs d'argilosité utilisant le potentiel spontané 5 SP et les rayons gamma naturels sont utilisés pour corriger 0^ et 0^. Après avoir fait ces corrections, le point de donnée ajusté peut être analysé de la manière décrite ci-dessus. Avant de discuter comment la porosité 0g dérivée du temps de transit acoustique peut être utilisée pour corriger les points tombant dans la zone 10 d'invraisemblance, il peut être tout d'abord intéressant d'expliquer comment les mesures acoustiques peuvent être calibrées pour tenir compte de la correction de compaction en accord avec une autre caractéristique importante de l'invention. Ce facteur de correction de compaction est désigné l/C^. On sait que la lecture de porosité donnée par la sonde à neutrons 15 est raisonnablement précise dans les sables à eau propre. On sait également que la valeur de porosité donnée par la sonde acoustique est également précise dans les sables à eau propre dès lors qu'elle a été corrigée en fonction de la compaction. Ainsi, pour déterminer l'importance de la correction de compaction, une représentation statistique de 0g en fonction de 0^. peut être utilisée. 20 Une telle représentation statistique est fournie par la figure 16. En représentant une pluralité de points de 0g en fonction de 0^, une ligne 70 décrivant la meilleure coïncidence des points représentés peut être tracée. L'angle entre cette ligne JO et une ligne 71 correspondant à 0g = 0^ donne 3a valeur de l/Cp. En d'autres termes, la multiplication de 0g par le facteur l/cp 25 aurait pour effet de déplacer la ligne de meilleure coïncidence statistique 70 vers une position donnée par la ligne 71* Après avoir déterminé le facteur l/C^ il est maintenant possible de déterminer la réponse de l'outil de diagraphie acoustique dans les argiles. A cet effet, une représentation statistique de 0 en fonction de l'indice S 30 SI peut être utilisée. En se référant à la figure 17 on a une telle représentation statistique. Une coïncidence statistique des points reportés sur la représentation statistique fournira une ligne 72 indiquant la relation entre 0 et SI. L'intersection de cette ligne avec l'axe SI = 0 fournit la valeur S de 0 dans l'argile colloïdale pure c'est-à-dire (0 ) et l'intersection de s s ex 35 cette ligne avec SI = SI fournit 0 dans l'argile limoneuse (0 ) . A partir OS. S de ces données la valeur de 0 dans toute formation argileuse peut etre déter- s minée par son index de silt à partir de l'équation : 71 02767 36 2080945 àh = (^cl + SI. O ^s^sh0 ~ ^Pel (41) Pour corriger les points de mesure sur la représentation statistique ~ ^om^)an^ dans la zone d'invraisemblance au moyen de la porosité 0^ dérivée de la sonde de diagraphie acoustique, on a supposé que 0^ est plus 5 grand que ^/C^, que la valeur de la porosité 0^ donnée par la sonde à neutrons est inexacte et que la porosité dérivée de la sonde de diagraphie acoustique doit être utilisée à la place de 0^. Toutefois, le point de mesure est déplacé vers l'origine jusqu'à 0^. = 0^/C^. Cette correction est appliquée seulement quand le volume d'argile est faible parce que l'on a trouvé que cette correc-10 tion n'est habituellement pas précise lorsque la formation est argileuse. Cette correction est graphiquement décrite sur la figure 15 par le vecteur 75 déplaçant le point de mesure initial j6 vers une nouvelle position 77• En plus de l'utilisation de la porosité dérivée de la sonde de diagraphie acoustique multipliée par l'index de compaction c'est-à-dire 0 /C s p 15 pour corriger les points de mesure tombant dans la zone d'invraisemblance, une vérification d'argilosité est également faite qui a pour objet de corriger ces points quand ils correspondent à des zones très argileuses. A cet effet, une valeur de Vgh est calculée à partir de la nouvelle position 77 du point de mesure après correction 0^/C^ et cette valeur de est comparée avec la 20 valeur minimale V calculée à partir des indicateurs d'argilosité utilisant sn les rayons gamma naturels GR et le potentiel spontané SP, c'est-à-dire (V^)^ et (V^)^ • Si la valeur de calculée à partir de la représentation statistique est inférieure à la valeur minimale de calculée à partir des indicateurs d'argilosité GR et SP, le point de mesure est déplacé dans me direction 25 Sud-Ouest vers l'intersection de la, ligne W, CL^ de la figure 2 avec l'axe 0^=0 jusqu'à ce que ces nouvelles valeurs de fournies par le point corrigé sur la représentation statistique, deviennent égales à (V ). ,• Cette sh met opération est décrite sur la figure 15 par le vecteur 78 déplaçant le point de mesure corrigé 77 vers me nouvelle position 79* Cette nouvelle position 79 30 est alors analysée en accord avec la discussion précédente, c'est-à-dire que le point 79 correspond aux points de donnée initiaux discutés ci-dessus. Après que les meilleures valeurs de V^., SI ont été calculées en accord avec les techniques décrites ci-dessus, ces valeurs peuvent être utilisées dans les équations (25) et (26) pour calculer de nouvelles valeurs 35 plus précises de S et S . Tous ces termes V 0 , SI, S et S peuvent ^ ^ w xo sh e w xo alors être enregistrés en fonction de la profondeur de manière à fournir me diagraphie. En outre, de nouvelles valeurs de la densité d'hydrocarbures f 71 02767 2080945 peuvent être calculées par la solution simultanée des équations (6), (7)> (10) et (il) en utilisant les dernières valeurs calculées de 0 , V . - S et (0„) , e sir xo N sh et (0^)^. En outre un paramètre représentant la densité de fluides dans la zone envahie (pf)xo peut être calculé en accord avec l'expression : (Pf}xo = 1-°'7 5/7.(1 - f ) 32 " 9phy . (1 - S )1 117 32 -5f. XOJ (42) 32"5fhy En outre, la perméabilité K peut être calculée en accord avec une des deux expressions ci-après t ^ = 0^"/ Swm (43) avec c, n et m coefficients choisis par l'analyste de diagraphie en fonction 10 de considérations géologiques ou encore : • KflX avec donnée par 1'équation (21) quand la saturation en eau est appréciable, c'est-à-dire plus grande que 2/3 ou égale à S .0 quand S n'est pas W © w appréciable, c'est-à-dire inférieure à 2/3» Le choix entre les équations (43) 15 ou (44) dépend de ce que l'expérience locale dans la région où se trouve le forage, indique qu'il faut utiliser. Avec des valeurs précises pour 0^, et Ç il est possible de calculer à la fois le volume et le poids des hydrocarbures résiduels en accord avec les expressions suivantes : 20 Vrt«r " (1 " V ^ * Vrhy * P hy En outre, un index de gaz qui permet de reconnaître la présence de gaz libre dans les formations peut être dérivé des valeurs de 0, C , 0 et s p © en fonction de l'équation ci-après s 25 (ai) - VCP " ^ (»7) Dans les zones à eau ou à huile, 0^/C et sont mathématiquement égaux entre eux et GI reste proche de zéro. Dans les zones à gaz, la porosité est diminuée du fait de la faible concentration d'hydrogène dans le gaz tandis que la valeur de 0 est habituellement utilisée du fait que la valeur S 30 de (Gl) augmente d'une manière importante au-dessus de zéro. S 71 02767 38 2080945 Comme on l'a discuté précédemment, il y a trois formes d'argiles qui peuvent être trouvées dans toute formation donnée, c'est-à-dire des argiles dispersée, stratifiée et structurelle. Le volume total de chacune de ces formes d'argile égale V^, donc : 5. Vsh - Td + tl + Vst . («) avec Vj volume de l'argile dispersée, volume de l'argile stratifiée, V ^ volu*e de l'argile structurelle. 10 Ces formes d'argiles sont différenciées par la manière dont elles affectent la porosité en accord avec l'expression ci-après : . Ali- tw 1 " VL Les argiles stratifiées et structurelles ont été reliées à travers l'expression : 15 VL " Cette distribution peut être résolue par la solution simultanée des équations (48), (49) et (50) en supposant que 0 est constante et égale à la z valeur de (0r)mnr donnée par la représentation statistique - 0^. De telles conditions sont souvent considérées dans les dépôts récents. Il 11'est pas 20 nécessaire de supposer que 0 est constant et quand la diagraphie acoustique 2 est disponible, l'expression suivante peut être substituée à l'équation (49) pour fournir une indication précise de la distribution d'argile d'une manière plus générale : • • h - 1 'd ' (VL 4 V (51> 25 avec (0 ) . déterminé à partir de l'étude statistique décrite sur la figure s sn 17, c'est-à-dire (0s)wVl déterminée à partir du terme SI et de la position de la ligne de calibrage en accord avec l'équation (4l). Dans la discussion ci-dessus de l'analyse des termes 0^ et 0^ on a supposé que les indicateurs d'argilosité avaient déjà été correctement 30 calibrés. Puisque les termes 0^ et 0^ pour l'intervalle de formation complet sont utilisés pour calculer plusieurs paramètres utilisés à cet effet, comme décrit dans les figures 12, 15, 14 et 15, les mesures dérivées de l'intervalle de formation considéré sont analysées à fin de calibrage avant que les termes 0^ et 0jj ne soient analysés pour produire V^, 0^ et les autres paramètres 71 02767 39 2080945 reo'ierchés. Ces mesures sont donc traitées dms une phase préliminaire avant que la phase d'interprétation finale ne soit mise en oeuvre. Toutefois, comme on peut le voir à partir d'un certain nomtre d'équations d'indicateurs d'argilosité, les hydrocarbures ont un effet significatif 5 sur le calibrage des indicateurs d'argilosité. Puisque d'une part l'étendue de l'effet des hydrocarbures ne peut être déterminée d'une manière précise jusqu'à ce que les indicateurs d'argilosité aient été calibrés et que d'autre part les indicateurs d'argilosité ne peuvent être correctement calibrés jusqu'à ce que l'effet d'hydrocarbure ait été lui-même déterminé, une situation 10 difficile s'ensuit. Pour résoudre ce problème, en accord avec une autre caractéristique de la présente invention, trois traitements successifs de données seront effectués. Le premier traitement a pour effet de calibrer les indicateurs d'argilosité en fonction des mesures fournies par les sondes à neutrons et de densité 15 en supposant une absence d'hydrocarbure. Dans une seconde étape, une interprétation complète des mesures incluant l'analyse de l'effet des hydrocarbures est effectuée, en utilisant ce calibrage préliminaire des indicateurs d'argilosité. Les mesures corrigées de l'effet des hydrocarbures sont alors utilisées au cours de l'étape (2) pour recalibrer d'une manière plus précise les indica-20 teurs d'argilosité. On peut supposer qu'à la fin de cette seconde étape les indicateurs d'argilosité sont correctement calibrés. Toutefois, puisque les indicateurs d'argilosité peuvent ne pas avoir été correctement calibrés au cours de l'étape (l), l'analyse d'interprétation durant l'étape (2) peut être inexacte. En conséquence, une troisième étape est faite pour analyser 25 les mesures en utilisant les indicateurs d'argilosité recalibrés. En fait autant d'étapes que l'on voudra peuvent être utilisées. La précision augmentera à chaque étape nouvelle. Toutefois, on a trouvé que trois étapes préliminaires sont suffisantes dans la plupart des cas. Pour rendre ce calibrage des indicateurs d'argilosité aussi précis 30 que possible, les points de mesure tombant dans la zone d'invraisemblance sont rejetés au cours des étapes préliminaires (l) et (2). Durant l'étape finale (3)> les points de mesure invraisemblables sont corrigés et analysés. Ces trois phases comprennent ce qui est défini par la phase d'interprétation. Avant cette phase d'interprétation, une phase préliminaire est 33 mise en oeuvre pour préparer les mesures en vue de la phase d'interprétation et pour produire une représentation statistique de la fréquence des points 0,r, 0_. Dans une représentation statistique de fréquence de points le nombre b 71 02767 40 2080945 de fois qu'un point de mesure tombe dans chaque secteur défini de la représentation statistique est reporté à la position du secteur sur la représentation statistique. Cette représentation statistique de fréquence peut alors être utilisée pour calibrer les sondes et sélectionner les paramètres discutés 5 ci-dessus, c'est-à-dire SI , (0 ) etc. Au cours de la première phase, les o z max mesures sont corrigées pour certaines erreurs provoquées par le trou, l'invasion, le cake de boue, le calibrage etc. En outre les mesures fournies par les diagraphies de neutrons et de dènsité sont converties en des unités de porosité, les mesures de rayons gamma naturels sont normalisées pour tenir 10 compte des variations de densité et la résistivité apparente de l'eau R^& est calculée. Une diagraphie de R^a peut être utilisée pour déterminer la résistivité de l'eau R pour l'intervalle de formation concerné. La manière wa de réaliser toutes ces corrections et tous calculs est bien connue des spécialistes de l'interprétation des diagraphies des forages et ne sera donc 15 pas discutée davantage. Après la phase préliminaire, la phase d'interprétation est mise en oeuvre utilisant les données mesurées à chaque niveau de profondeur aussi bien que les paramètres obtenus au cours de la phase préliminaire. Au cours de la phase d'interprétation et tout d'abord au cours de l'étape (l) après le rejet 20 des points qui tombent dans la zone d'invraisemblance sur la représentation statistique 0^ - 0^, les points fournis par chaque niveau de profondeur sont analysés pour déterminer l'argilosité en fonction de leur position sur la représentation statistique 0 - 0. En faisant cela les valeurs initiales de N ■U ; 0e et de SI peuvent.être obtenues pour être ensuite utilisées dans la détermi-25 nation statistique des indicateurs d'argilosité. Puisque durant la première étape on a supposé que toutes les formations sont libres d'effet d'hydrocarbure, les équations (8) et (9) peuvent être utilisées au lieu des équations (6), (7), (10) et (il). De la sorte les équations (8) et (9) en association avec les équations (3*0 j (35) et (36) sont suffisantes pour calculer ces paràmètres 30 au cours de la première étape. Evidemment, si un effet d'hydrocarbure existe réellement, les valeurs des paramètres fournies par ce processus statistique peuvent être erronées. Cette erreur est en pratique éliminée au cours des étapes suivantes. Une fois que les indicateurs d.'argilosité ont été calibrés au cours de l'étape 35 (l), il devient possible d'entreprendre une interprétation complète en utilisant les données 0^ et 0^ en association avec les indicateurs d'argilosité calibrés. Ceci est effectué au cours de l'étape (2) de la phase d'inteiprélatLon, 71 02767 2080945 Au cours de l'étape (2), l'effet d'hydrocarbure peut être Introduit puisque les valeurs de sont disponibles même si ces valeurs ne sont pas très précises. En faisant une interprétation complète incluant la correction pour effet d'hydrocarbure au cours de l'étape (2), des valeurs plus précises 5 de 0 , SI et S sont disponibles. Ces valeurs plus précises sont alors utili-e xo sées pour recalibrer les indicateurs d'argilosité. Ainsi, après les études statistiques mises en oeuvre durant l'étape (2), les indicateurs d'argilosité seront exactement calibrés incluant la prise en compte de l'effet d'hydrocarbur re. 10 Maintenant que les indicateurs d'argilosité ont été correctement calibrés, il reste à les utiliser, en association avec les mesures de diagraphie du puits, pour réaliser une interprétation complète et finale à chaque niveau de profondeur. Ceci est l'objet de l'étape (3) de la phase d'interprétation. Durant l'étape (3), les points de mesure tombant dans la zone d'in-15 vraisemblance sont analysés et corrigés, de telle sorte qu'aucun niveau de profondeur ne soit omis au cours de l'étape (3)■ Finalement, les grandeurs calculées au cours de l'étape (3) sont mises «i forme en vue d'un affichage ou d'un enregistrement et alors dirigées vers la sortie du calculateur. Les paramètres calculés au cours de l'analyse 20 d'interprétation, c'est-à-dire V., V ,, V 0,3 et S , sont sortis. * sh cl silt e w xo En outre, les volumes de l'argile stratifiée V^, dispersée V^, structurelle V , la perméabilité, l'index de gaz, le volume et le poids d'hydrocarbure sr résiduel, 1'eau contenue dans .le volume complet (0gSw), peuvent aussi être calculés en vue d'un affichage ou d'un enregistrement. De plus, des valeurs 25 synthétiques de rayons gaaraa (GR), de potentiel spontané SP, de résistivité peuvent être calculées en vue d'une comparaison avec les grandeurs effectivement mesurées. En outre, les coefficients statistiques de correspondance qui peuvent être utilisés pour évaluer la fiabilité des indicateurs d'argilosité obtenus à partir du potentiel spontané et des rayons gamma naturels, peuvent 30 être calculés et affichés. Ayant maintenant présenté les techniques principales de la présente invention, il est possible de discuter une forme de réalisation particulière pour leur mise en oeuvre. A cet effet, il serait possible d'utiliser m calculateur spécialement étudié pour réaliser cette analyse, mais il est égale-35 ment possible d'utiliser un programme de calculateur associé à un calculateur numérique de type universel. Du fait de la complexité des techniques analytiques de la présente invention, on considère comme préférable d'utiliser un programme associé à un calculateur universel. 71 02767 2080-i ii Dans ces conditions, les figures 18, 19, 20, 21, 22 et 2j5 sont des diagraswes décrivant le programme à utiliser pour la mise en oeuvre de la présente invention. Tout d'abord, on se référera à la figure 18 qui représente un diagramme fournissant les étapes à réaliser au cours de la phase préliminaire 5 discutée ci-dessus. Chaque élément de ce diagramme présente une étape dans le programme. Après le démarrage de la phase préliminaire représentée par un bloc 90, les constantes d'entrée (fmJ At^, etc.) pour l'intervalle de formation concerné, sont lues, comme cela est représenté par le bloc 91» Ensuite, les paramètres de diagraphie mesurés sont lus, niveau par niveau, comme cela est 10 représenté par le bloc 92. Ensuite, les mesures de diagraphie sont corrigées en fonction des erreurs dues au trou de forage ou au calibrage, comme cela est représenté par le bloc 93* Alors les valeurs de 0„, 0 , fL sQnt calculées « s & niveau par niveau, à partir des mesures de diagraphie, comme cela est représenté par le bloc 94. Les mesures de diagraphie corrigées, les paramètres d'entrée, 15 et les valeurs calculées pour 0 , 0„ et 0n sont mises en mémoire sur bande ma- * N il gnétique en vue d'un usage ultérieur au cours de la phase d'interprétation, comme cela est représenté par le bloc 95- En même temps que les mesures sont • enregistrées sur bande magnétique, les données et 0^ sont mises en mémoire sur un tambour magnétique, de manière à pouvoir fournir ensuite une représen-20 tation statistique 0^ - 0^ de la fréquence des points obtenus, laquelle est indiquée au moyen par «temple, d'un imprimeur en ligne, comne cela est représenté par les blocs 96 et 97* Comme cela a été discuté en liaison avec la figure 2, la représentation statistique des fréquences 0^ - 0^ est utilisée pour tracer la ligné d'argile et la ligne de tendance de sable, argileux, à 25 partir desquelles Cl^, ShQ (et en conséquence 31^) peuvent être sé lectionnés. Lorsque la phase préliminaire a été réalisée, la phase d'interprétation démarre (Cf. figure.19) comme cela est représenté par l'élément 100. La phase d'interprétation comnence immédiatement par l'étape (l) pour la détermi-30 nation des coefficients de calibrage au moyen d'une analyse statistique, comme cela est représenté par l'élément 101. Une fois que l'étape (l) est démarrée, les grandeurs mises, en mémoire sur la bande magnétique, à la fin de la phase préliminaire, sont lues-niveau par niveau, comne .cela est représenté par le bloc 102. Ensuite, les paramètres constants dérivés de la représentation sta-35 tistique des fréquences et de grandeurs de diagraphie produites au cours dè la phase préliminaire, sont lus et mis en mémoire, comme cela est représenté par la bloc 103. 3 71 02767 *3 2080945 Chaque point de mesure qui tombe dans la zone d'invraisemblance sur la représentation statistique 0^ - 0^ (voir figure 11) est écarté et ainsi n'est pas concerné par l'étape (l). La ségrégation des points qui tombent dans la zone d'invraisemblance peut être aisément réalisée par des techniques d'ana-5 lyse géométrique connues. On peut également y arriver par approximation, ce qui met uniquement en oeuvre des équations linéaires du premier ordre. Ainsi, par exemple, des équations pourraient être écrites pour sélectionner les points de mesure tombant à droite de la ligne 106 et au-dessus de la ligne 107 sur la figure 11, de manière à sélectionner les points qui tombent dans la zone définie 10 par cette approximation de la zone d'invraisemblance. La manière d'écrire les équations pour de telles lignesest bien connue et ne sera pas décrite davantage. Après que les grandeurs tombant dans la zone d'invraisemblance ont été écartées, les équations (34), (35) et (36) sont utilisées pour calculer l'index de silt SI, (0^)^ et (0^)^, comme cela est représenté par le bloc 15 109' Graphiquement, en se référant à la figure 11, cette opération correspond à tracer la parabole 30 à travers les points de mesure et le point 0 . Le point où cette parabole coupe la ligne d'argile est désigné comme la caractéristique d'argile pour ce niveau de profondeur et l'index de silt est calculé à partir de ce point caractéristique d'argile, en accord avec la procédure 20 décrite précédemment. Si SI est plus grand que SIQ, SI est pris égal à SIq, ^Vsh SSt prlS égal à ^tPsh et^Vsh est priS égal à ^D^sho' comme cela est représenté par le bloc 91- Dans la figure 11, ceci correspond à désigner le point d'argile comme étant ShQ si la parabole 30 coupe la ligne d'argile du coté silt de Sh • Connaissant la valeur de l'index de silt SI, il est mainte-o 25 nant possible de calculer les valeurs de V et en utilisant les équations (4), (5), (8) et (9)j comme cela est représenté par le bloc 192. Graphiquement, dans la figure 11, ceci correspond à analyser les points de mesure relatifs à ces paramètres en supposant me absence d'effet d'hydrocarbure. 30 A ce point de l'interprétation, les valeurs de 0&, V^, V^, et SI ont été calculées en vue d'un usage dans me analyse statistique, afin de calibrer les indicateurs d'argilosité. Ces valeurs sont des approximations puisque l'effet d'hydrocarbure n'a pas encore été considéré. Au cours de l'étape (2) l'effet d'hydrocarbure sera pris en compte pour améliorer ce cali-35 brage- 71 02767 2080945 Maintenant qu'une première approximation de e_t: SI est disponible, il est possible d'entreprendre une analyse statistique de la résistivité des formations argileuses pour déterminer .R^, en accord avec la technique décrite selon la figure 14. On rappellera que, sur la figure 14-, cette analyse statis-5 tique est uniquement entreprise pour les points correspondant à des mesures obtenues pour des formations argileuses. Si l'amplitude de dérivée de l'étage 192, et. GR le taux de comptage des rayons gamma sont tcus les deux élevés, et que R^ est faible, on peut raisonnablement supposer que la mesure provient d'une formation argileuse. L'élément de décision 193 détermine si V ^ est plus 10 grand que (V ) , GR plus grand que (GR) et R inférieur à (R ) , termes Sil X X "C "C i dans lesquels l'indice 1 définit une valeur limite pour ces paramètres. Si les réponses à ces questions posées par l'élément de décision 193 sont oui, la valeur de calculée par l'étage 109 et la valeur mesurée de Rq^ sont utilisées pour calculer une valeur moyenne de R et (R ) , en accord avec CJ. ex xo 15 les équations (32) et (33)> respectivement, comme cela est représenté par le bloc 94. Dans les équations (32) et (33) les termes R , et (R , ) sont pris sh sh xo pour R^ et Rxo afin de réaliser une analyse statistique. Si les réponses données par l'élément de décision 193 sont non, l'étage 194 est courtcircuité de telle sorte que seuls les points considérés comme dérivés de formations argi-20 leuses, seront retenus pour ces calculs de valeurs moyennes. ' On rappellera, à partir de la discussion de la figure 12, que la mesure de potentiel spontané est calibrée pour fournir des indications de (V^)^, en représentant en fonction du potentiel spontané, pour les couches de formation argileuse et les couches de formation de sable à eau. 25 Les centres de gravité des points de mesure pour chacun de' ces deux types de formation sont alors calculés pour déterminer la position de la ligne de calibrage 33* Les points de mesure tombant dans ces deux classes sont sélectionnés au cours de l'étape (l), grâce à l'utilisation des diagraphies de résistivité 30 profonde et de rayons gamma naturels, aussi bien.que l'amplitude de V calculée sn dans l'étage 192. En outre, la diagraphie de potentiel spontané elle-même est également utilisée à cet effet. Si le potentiel spontané est relativement haut, et l'amplitude de V . calculée dans l'étage 192-relativement faible, on peut raisonnablement sh 35 supposer que la formation concernée est, pratiquement, me formation de sable propre. Ainsi, un élément de décision 195 détermine si le potentiel spontané est plus grand qu'une valeur limite donnée SP^, et si V ^ est inférieur à une 71 02767 "5 2080945 valeur limite désignée (Vgb)T1• Si la réponse à ces deux questions est oui, on peut supposer qu'une formation de sable est concernée. Dans ce cas, une opéra- n V tion de calcul de moyenne de V ,/W est mise en oeuvre selon _ll 1 cl ci xo F n W dans laquelle W^o est obtenu à partir de l'équation 12 et n^ est le nombre 5 d'échantillons. Cette valeur est désignée par (AVC) ,. Egalement, un calcul de sa moyenne de potentiel spontané est effectué en accord avec l'expression : nl *r l/n^ x SP. Cette valeur est désignée (AVSP)^. Ces deux opérations sont o décrites dans les blocs 196 et 197» respectivement. Si la réponse aux questions posées par l'élément de décision 195 est 10 non, les mesures sont vérifiées pour déterminer si elles correspondent à une formation argileuse. Dans une formation argileuse, le potentiel spontané SP et la résistivité profonde R^ seraient tous deux relativement faibles et le taux de comptage des rayons gamma GR et la valeur V calculée dans l'étage 192 Sri seraient élevés. C'est la fonction de l'élément de décision 198 de formuler 15 toutes ces questions et ainsi de déterminer si le point de mesure est dérivé d'une formation argileuse ou non. Si la réponse est non, le programme met en oeuvre le processus d'analyse statistique des potentiels spontanés. Si la réponse est oui, un calcul de moyenne de V ,/W est effectué, en utilisant G J. aO l'expression Jè 1 cl dans laquelle n est le nombre d'échantillons. n0 W o 2 xo 20 Cette moyenne calculée est appelée (AVC)^. Egalement une moyenne calculée des potentiels spontanés est obtenue pour n^ échantillons qui est appelée (AVSP)^. Ces opérations sont décrites dans les blocs 199 et 200, respectivement. Après avoir calculé ces moyennes, le programme sort le processus d'analyse de potentiel spontané. 25 Ensuite, le programme fait démarrer le processus d'analyse statistique des rayons gamma naturels pour réaliser l'opération décrite dans la figure 13• On rappellera, à partir de 3a discussion relative à la figure 13 que les mesures sont séparées en trois catégories correspondant à des sables propres, à des formations argileuses à prépondérance de silt dans m cas, et d'argile 30 colloïdale dans l'autre cas. Si le taux de comptage des rayons gamma naturels est inférieur à une valeur limite donnée, désiprice 1_, et si V , e::4:. inférieur ; sh à une limite (V„. )., (voir les bl«os 201 et 20.?) on peut supposer que 3 es , . , z'' . | - - . ^retires nonT, d' rivets d -.m oao. f- nro*»rr-. p-t . ne c- .s, ae.n r- .-.île,, c, f. • ^ • (P. -> — BAD ORIGINAL 71 02767 46 2080945 Si l'élément de décision 201 indique que la mesure de rayons gamma •»t au-dessus de la limite (GR)^ , alors une série de tests sont mis en oeuvre pour déterminer si les poinls de mesure sont dérivés d'une formation argileuse ayant une prépondérance soit d'argile colloïdale soit de silt. Tout 5 d'abord, un test est mis en oeuvre pour déterminer si la formation en cours d'étude est fondamentalement une formation argileuse. A cet effet, comme représenté par l'élément de décision 204, une détermination est faite pour savoir si la valeur V^, donnée par l'étage 192 est plus grande qu'une valeur limite de celle-ci. Si la réponse est non, le programme met en oeuvre le processus 10 d'analyse statistique des rayons gamma naturels. (Il est possible toutefois que les mesures fournies par certains niveaux de profondeur ne puissent pas permettre l'analyse statistique, du fait qu'elles ne sont suffisamment caractéristique ni de formations sableuses ni de formations argileuses). Par ailleurs, si la réponse est oui, un test est fait pour déterminer si la formation est 15 fondamentalement constituée soit de silt, soit d'argile colloïdale. A cet effet, comme cela est représenté par l'élément de décision 205, la question posée est "SI ^ (SI)^ ? " Si SI est supérieure à cette valeur limite, la formation est supposée posséder une prépondérance de silt et, si elle est inférieure, la formation est supposée avoir une prépondérance d'argile colloïdale. Pour les 20 points de mesure qui tombent dans la catégorie des argiles .colloïdales, une moyenne de rayons gamma naturels normalisés (GR.f^) de et de est calculée comme cela est représenté par le bloc 206. La même opération est réalisée pour les points de mesure qui tombent dans la catégorie des argiles colloïdales, comme cela est représenté par le bloc 207- Les équations pour 25 les étages 206 et 207 sont les mêmes que pour l'étage 203 (sauf en ce qui concerne la désignation des échantillons n^, n^ et n^)• Les grandeurs calculées, à partir des processus d'analyse statistique de l'étape (l) sont mises en mémoire, comme cela est représenté par le bloc 225 (Cf. figure 19c). Si le niveau concerné n'est pas le dernier (question 30 posée par l'élément de décision 226), le programme procède à l'étude du niveau suivant, comme cela est. représenté par l'élément 227, pour lui appliquer les mêmes processus d'analyse statistique que pour le niveau précèdent. Si le niveau présentement concerné est le dernier, les grandeurs mise..- en mfe-'lre sont utilisées pour calculer CCP et SP^ à partir des statinv.' 35 comme cela est représenté par le bloc 228, en accord avec les . l suivantes : BAD ORIGINAL 71 02767 47 2080945 SSP . (flV3p)sa (ATC)sh - iflTSP>sh 'Ayc>sa (5a) (âVC)sh - (AVO)sa SPsh_ [l - (ATC)J (AVSP)^ - [l - (ATC)J (AVSP) sd (53) (avc)^ - (avc)sd Les coefficients de calibrage A, B et C fournis par l'analyse statistique appliquée aux rayons gamma naturels, sont calculés, comme cela est représenté par le bloc 229 en accord avec les étapes ci-après. En appelant les résultats des moyennes effectuées au cours du processus d'analyse statistique des rayons gamma, de la manière suivante : pennes Effectuées CMé^SaMe ""SSjg"* g, g_ g, e n rC Vcl G C C n 1 2 3 n ' GR 1 2 3 10 v- 1 V n Vsilt S1 S2 S 3 on a : (54) A ■ i/û. aa + (S3C2-S2C3) 0l + lasWz) aj b = 1/ A. [(c^) g2 + ( c = 1/A. JTs5-s1) g2 + (s2-s3) g1+(s1-s2) gJ| (56) 15 dans laquelle : A - (S2c1+Slc3+S3c2) - (s^c^ey Avant de procéder à la discussion de l'étape (2), il est intéressant tout d'abord de résumer l'opération concernée par l'étape (l). Comme cela a été discuté précédemment, l'objet de l'étape (l) est d'appliquer des analyses 20 statistiques à un certain nombre de paramètres utilisés pour la détermination de V"s^, à partir des indicateurs d'argilosité. Puisqu' une détermination précise V , , donnée par les indicateurs d'argilosité est nécessaire, avant sn de démarrer une analyse d'interprétation complète des grandeurs mesurées, on suppose, à titre de première approximation que les mesures, fournies à tous 71 02767 48 ' 2080945 les niveaux de profondeur, présentent.un effet d'hydrocarbure négligeable. Après avoir fait cette supposition, il est possible de résoudre les équations (4), (5)i (8), (9), (3J0, (35) et (36)et d'utiliser les résultats ainsi obtenus pour calibrer les indicateurs d'argilosité. Lorsque l'on a une première 5 approximation des paramètres de calibrage pour les indicateurs d'argilosité, il est alors possible de calculer les valeurs de V à partir de ces indicateurs et ainsi, d'examiner les effets des hydrocarbures sur les grandeurs dérivées. Ceci est l'objet de l'étape (2). Malheureusement, s'il y a un important effet d'hydrocarbure dans les 10 formations étudiées, les coefficients de calibrage pour les indicateurs d'argilosité qui ont été obtenus au cours de l'étape (l) seront inexacts, de même que les valeurs de V dérivées des indicateurs d'argilosité. Il p'ensuit donc que, l'analyse d'interprétation faite au cours de l'étape (2) sera également erronée. En conséquence, les résultats produits au cours de l'étape (2) ne 15 seront pas adrèssés en sortie comme résultats finaux, mais, au contraire, seront utilisés pour recalibrer les indicateurs d'argilosité, mais cette fois en tenant compte des effets d'hydrocarbure. Après cette opération de recalibrage, réalisé^ au cours de l'étape (2), les coefficients de calibrage pour les indicateurs d'argilosité seront suffisamment précis.et, ainsi, pourront être 20 utilisés au cours de l'étape finale pour fournir une analyse complète et précise des mesures. On peut donc dire que l'étape (2) a pour objet de recalibrer les indicateurs d'argilosité en fonction de l'effet des hydrocarbures. On va maintenant se rapporter à la figure 20 qui représente un diagramme des opérations réalisées au cours de l'étape (2). Après .avoir démarré 25 l'étape (2), les grandeurs représentant les paramètres constants et les coefficients de calibrage qui ont été mis en mémoire, sont lues, comme cela est représenté par le bloc 240. Comme.au cours de l'étape (l), les mesures fournies aux différents niveaux, pour lesquelles les points représentatifs 0^ et 0^ tombent dans la zone d'invraisemblance, sont écartées, comme cela est prévu 30 par le bloc 24l. Ensuite, les mesures qui n'ont pas été écartées, sont analysées et corrigées pour tenir, compte de l'effet des hydrocarbures de façon à produire de nouvellès valeurs pour 0^. et 0^, désignées et 0j^,> comme cela est représenté par le bloc 242. Cette étape comprend les opérations décrites par les vecteurs 47, 48 et 49 sur la figure 15* 35 Avant de procéder à la suite de l'étape (2), il est intéressant de discuter l'opération réalisée "dans l'étage 242. La figure 20 donne le détail de la partie du programme qui concerne l'analyse des hydrocarbures. 71 02767 49 2080945 Dès que le processus de l'analyse des hydrocarbures est démarré, la valeur de l'indice de silt est initialement prise égale à SIq et S est prise •égale à 1, comme cela est représenté par le bloc 250 (Cf. figure 21a). Ensuite, (V . )„_ est calculé en accord avec l'équation (17), en SH (in. 5 utilisant les coefficients de calibrage A, B, C calculés au cours de l'étape (l), connue cela est représenté par le bloc 252. Ensuite, le terme (V^)^ est calculé en accord avec l'équation (15), en utilisant les valeurs de SSP et de (SP)^ calculées au cours de l'étape (l), avec S^Q = 1 (voir étage 250) et déterminé à partir de l'analyse statisti-10 que (voir bloc 255). On notera que l'équation (15) pour (V^)qp tient compte du terme Mais aucune valeur de 0^ n'est disponible à cet instant. Pour surmonter cette difficulté, une première approximation de 0^ est retenue. Un terme (0 ) est calculé à partir de l'expression ci-après : 6 ap |- —jl/2 ^ap= JjlT * pT^sh^SP'^lPsh) + (%"^Vsh^SP^Vsbj ^ 15 Puisque (V,h)flp est un des termes de l'équation (59)* les équations (15) et (59) sont résolues simultanément pour fournir une valeur de (V^)^. Alors, comme cela est représenté par les blocs 254 et 254a, (VwV,)Ri. et (V^)^ sont calculés à partir des équations (l8) jusqu'à (2l) et (29), respectivement. L'étape suivante, telle que représentée par le bloc 255, a pour 20 objet de calculer une valeur de 1 'indicateur d'argilosité (V^)^ à partir des équations (22) et (23) en utilisant les paramètres de porosité dérivés des diagraphies de neutrons et de densité, pour le point d'argile caractéristique SHq, c'est-à-dire (0^)^ et (0^)^ et une valeur calculée de 3(l limite de densité du gaz (f G)lim* Ce dernier paramètre (p G)lim es_t calculé à 25 partir de l'équation (24), comme cela est représenté par le bloc 256. Les quatre indicateurs d'argilosité qui viennent d'être discutés, c'est-à-dire (V^, (V^gp, (V^) Rt ^sh^N SOn^ cons^®r®s comme étant les plus fiables des indicateurs d'argilosité. En conséquence, ces quatre indicateurs sont utilisés, au moins initialement, pour déterminer la valeur 30 de (Vgh)ir[^. Comme cela est représenté par le bloc 257 le terme (V^)^^ est pris égal à la valeur la plus petite de ces quatre indicateurs d'argilosité. Comme cela sera discuté plus loin, d'autres indicateurs d'argilosité sont introduits si des incohérences apparaissent dans les résultats. En disposant d'une valeur pour (vsh)inâ' il est maintenant possible 35 de corriger les points de mesure et 0^, en fonction de l'argilosité. A cet effet, les valeurs de 0^ - 0^ sont calculées à partir des équations (37) et (38), comme cela est représenté par le bloc 258. 71 02767 50 2080945 Maintenant que les grandeurs 0^ et 0^ ont été corrigées en fonction de l'argilosité, au moyen de l'indicateur d'argilosité l'étape suivante a pour objet de déterminer la position du point de mesure corrigé N' H'd par rapport à la ligne des sables propres à 45°. On rappellera, à 5 partir de la discussion de la figure 15, que si le point de mesure corrigé tombe sur ou au voisinage de la ligne de sable à 45°, la partie du programme relative à l'analyse des hydrocarbures est terminée. Alors, le point de mesure initial est analysé pour V ,, 0 et SI. Autrement, si le point de mesure corri- su 0 gé tombe soit au-dessus, soit au-dessous de la ligne de sable propre, d'autres 10 étapes complémentaires doivent êtce utilisées. A cet effet, comme cela est représenté par l'élément de décision 260, la question est posée. Si la réponse est non,, on détermine ensuite si est approximativement égal à comme cela est représenté par l'élément de décision 261, c'est-à-dire est-ce que le point de mesure 15 corrigé est sur ou proche de la ligne des sables propres à 45°• Si la réponse est oui, c'est-à-dire si le point corrigé tombe sur ou au voisinage de la ligne de sables propres, le programme sort le processus d'analyse des hydrocarbures, après avoir établi les valeurs corrigées de 0^ et de 0^ appelées 0^c et 0j£> égales à la valeur initiale de 0^ et de 0^, comme cela est représenté 20 par les éléments 262 et 263. Si le. point de mesure corrigé était tombé au-dessus de la ligne à 45°, les suppositions initiales de la méthode auraient été satisfaites. En d'autres termes, si tous les indicateurs d'argilosité étaient supposés fournir -des indications de-V^ qui sont, soit égales, soit plus grandes que la vérita- 25 ble valeur de V., le point de mesure corrigé pour l'argile 0XT, tomberait sn M D soit sur, soit au-dessus de la ligne de sables propres. Si le point de mesure corrigé en fonction de l'argilosité tombe au-dessus de la ligne de sables propres, on peut supposer .soit que (V^ ) ^nf) était trop grand, soit que l'effet d'hydrocarbure existe réellement. Ces deux suppositions tombent dans le cadre 30 de la méthode selon l'invention. Toutefois, si le point de mesure corrigé pour 1'argile tombe au-dessous de la ligne à 45°, on peut seulement supposer que les grandeurs dérivées sont elles-mêmes inexactes et ne coïncident pas avec le modèle ou que, une ou plusieurs des constantes utilisées ont été incorrectement sélectionnées. Dans ce- cas, le programme procède à certains tests, de 35 façon à vérifier ce qui est faux puis à effectuer les corrections nécessaires. 71 02767 51 208(5945 Avant de continuer la discussion relative au processus d'analyse des hydrocarbures, il sera tout d'abord intéressant de discuter quelques notations relatives à ce processus. L'indice "C" est placé après chaque grandeur qui a subi la correction finale. Ainsi, 'yNC e"t f dc rePr®serrteirfc les valeurs finales 5 des points de mesure corrigés en fonction de l'argile et éventuellement les valeurs finales des mesures corrigées de l'effet d'hydrocarbure, fournies par la mise en oeuvre du processus d'analyse d'hydrocarbure. Si l'on se réfère à la figure 15, on voit que 1'interprétation graphique de tout ceci signifie que (0NC> $££.) représenterait le point 58a, cependant que (tyNC> représente- 10 rait le point 53* Les paramètres avec des indices numériques, c'est-à-dire ^Nl' ^D2 etc* rePr®serrkera;î-en"t des valeurs de mesure intermédiaires. Considérant tout d'abord le cas où le point de mesure corrigé en fonction de l'argile tombe en dessous de la ligne, un test est fait pour déterminer si 0^ est inférieur à une valeur limite donnée par la parabole limite. 15 Si cela n'est pas, le point de mesure corrigé en fonction de l'argile est déplacé vers la ligne des sables propres à 45°, le long d'une ligne constante 0D, comme cela est représenté par le vecteur 65 sur la figure 15 le point de mesure initial est alors corrigé de la même quantité. Dans la figure 21, pour réaliser ceci, la valeur limite de t^, dési-20 gnée es"t calculée à partir de l'équation (40) comme cela est représenté par le bloc 26l. Ensuite, comme cela est représenté par l'élément de décision 262, \^N est confronté à ( ^ipiim" S1 Vn ^ ^ N^lim* c'es'b-à-d:i-r'e sl est en dehors des limites, comme cela est décrit par le bloc 263, une valeur corrigée de 0.T est calculée en accord avec l'espression suivante : N 25 = ^ DC + ^sh^ind ' ^N^sh Comme cela est décrit par le bloc 264, la valeur fournie par la sonde de densité corrigée en fonction de l'argile est prise égale à la valeur Vy p calculée dans l'étage 258. La nouvelle valeur de 0^ est appelée 0^ pour la distinguer de la valeur initiale 30 Le calcul de au cours de l'étage 263 correspond à déplacer le point de mesure initial (0^, 0^) d'une quantité égale à la correction appliquée au point (^ . Ainsi, sur la figure 15, cela correspondrait à déplacer le point de mesure initial 63 vers le point 66a. Puisque seule la mesure fournie par la sonde à neutrons est modifiée, 35 la valeur finale de 0^ fournie par le processus d'analyse des hydrocarbures et désignée 0™, est prise égale à la valeur mesurée initiale 0. Cette opéra-JJL/ xj tion est décrite par le bloc 264. Comme cela est décrit par la bloc 272, 0, NC est pris égal à calculé dans l'étage 263* 71 02767 52 ' 2080945 On retourne à l'élément de décision 262,si est dans les limites convenables, le programme a pour objet de déterminer quel changement de la densité des grains de matrice ^ serait nécessaire pour déplacer le point = V NC + ^sh^ind ' ^Vsh (6l) Puisque seule la mesure de densité a cette fois été corrigée, ^ est pris égal à ^ comme cela est représenté par le bloc 273* Cette nouvelle valeur de 0^ est appelée 0^- L'équation (6l) a pour 10 effet de déplacer le point de mesure sur la ligne de sable propre, en prenant ■ y NC = VDC" En utilisant 0^j la valeur de ^ est calculée et appelée -f Avec ce nouveau paramètre p ^ de densité de matrice, il est maintenant possible de vérifier si ^ est plus grand que la valeur de la densité de grain laquelle 15 est connue par expérience locale et qu'il n'est pas normal de dépasser. Cette valeur limite est appelée (^f^iim* Cette fonction est représentée par l'élément de décision 267. Si ^ ^est inférieur à ( Ç cela signifie que la correc tion complète est possible avec la mesure de densité 0^, c'est-à-dire cela signifie que le point de mesure peut être déplacé sur la ligne de sable à 45° 20 sans que ^ ^ excède cette, limite. Ainsi, 0^, est pris égal à 0^ calculé dans l'étage 266 at 0 est pris égal à la valeur initiale 0rT fournie par la NC " % . N mesure. Selon la figure 15, ceci correspond à déplacer le point de mesure depuis la position 63 jusqu'à la position 68a. Cette opération est décrite par le bloc 268. ' 25 Si la correction totale 0^ ne peut être réalisée du fait que ^ excède la limite, p^ dans l'équation (l) est pris égal à (pj^lim es^ recalculé, comme cela est représenté par le bloc 269* Puisqie cette nouvelle valeur de 0^ appelée 0^» représente la correction maximale acceptable pour 0p, c'est-à-dire le mouvement maximal du point'de mesure 64 corrigé en fonction 30 de l'argile sur la figure 15 vers la ligne des sables propres, la valeur 0^ corrigée finale peut maintenant être prise égale à 0^, comme cela est représen— té par le bloc 2J0. A ce stade, le point de mesure corrigé n'a pas atteint la ligne de sables propres du fait de la limite (( P jy[) xim" ^our déplacer ce point du res-te 35 du chemin nécessaire pour arriver à la ligne de sable propre, est recalculé dans l'équation (38) en utilisant la nouvelle valeur de 0^' comme cela est représenté par le bloc 271. Alors une nouvelle valeur de 0^. est calculée, selon 71 02767 55 2080945 l'équation (60), comme cela est représenté par le bloc 269* Cette nouvelle valeur est prise égale à 0^^ et le processus d'analyse des hydrocarbures est mis en oeuvre, comme cela est représenté par les blocs 272 et 265. Le fonctionnement correspondant aux blocs 271, 263 et 272 a pour effet, sur la 5 figure 15, de déplacer le point de mesure corrigé en fonction de l'argile sur la ligne de sable à 45°, en modifiant y^. Ainsi, le point de mesure initiale se changerait en une nouvelle valeur 0„. H La discussion «1 référence à la figure 21, a jusqu'à présent concerné l'analyse mise en oeuvre quand le point de mesure corrigé en fonction de l'ar- 10 gile tombe en dessous ou à droite de la ligne de sable propre. On va maintenant considérer ce qui arrive quand le point de mesure corrigé en fonction de l'argile tonim au-dessus ou à gauche de la ligne de sable propre. Comme cela a déjà été précisé, ceci tombe dans le cadre de la méthode d'interprétation selon la présente invention, en ce que cela indique, soit qu'un effet d'hydrocarbure 15 est à considérer, soit que (V .). , est plus grand que la valeur réelle V . . sn lnd. sn Quand le point de mesure corrigé en fonction de l'argile tombe au- dessus de la ligne de sable propre, les mesures de résistivité profonde R. et t peu profonde RxQ sont utilisées pour déterminer laquelle de ces deux conditions existe. A cet effet, une première approximation de S et S est calculée w xo 20 à partir des équations (25) et (26) en utilisant (V^)^^ et (^e)api* comme représenté par les blocs 280 et 281. Si une mesure R^q n'est pas disponible, ce qui doit être déterminé par la réponse à la question posée par l'élément de décision 282, S^q est calculé à partir de l'équation (27) en utilisant la valeur de Sw obtenue dans l'étage 280, comme cela est représenté par le bloc 283. 25 Maintenant, à partir des valeurs de première approximation pour S et S , il est possible de conparer s avec S pour déterminer si les calculs W xo w des saturations et S^q apparaissent possibles. Ce test est réalisé par l'élément de décision 284. Comme cela a déjà été discuté, on sait que S^q doit être égal ou 30 supérieur à S . Si S est plus grand que S , c'est-à-dire si la réponse donnée w xo w par l'élément de décision 284 est non, c'est que l'on a supposé initialement quelque chose d'erroné en ce qui concerne (V^)^^. A partir des équations (25) et (26), on peut voir que est un paramètre dérivé de S^ et S^q, la valeur utilisée pour dans ces équations, étant à cet instant (V^)^^ • 35 Dans ce cas, les mesures R, et R sont utilisées pour calculer un t xo nouvel indicateur d'argilosité (vs^)g dans une tentative pour fournir une valeur de V, inférieure à (V ,_). ,. sh sh ind. 71 02767 54 2080945 Dans la figure 21/ (V^)^ est calculé en utilisant l'équation (28), comme cela est représenté par l'élément 310* Ensuite, comme cela est représenté par l'élément de décision 311, un test est fait pour déterminer si (V , ) est sh s inférieur à (V 5 égal à (V . ) , comme cela est représenté par le bloc 312. sn s Une vérification complémentaire peut être faite pour le terme (V . ). ,. Puisque le test 284 a indiqué que S est inférieur à S , et ainsi sn lnd xo w vraisemblablement inférieur à 1, une nouvelle valeur (V^)^ peut être calculée en tenant compte de l'effet d'hydrocarbure, c'est-à-dire qu'une valeur de S XO 10 fournie par les étages 28l ou 283 est disponible pour être utilisée dans l'équation (15). On 3e rappellera que S a été initialement prise égale à 1 xo au cours de l'étape 250. Cette opération est décrite par le bloc .213, et la nouvelle valeur de (V^)^ est désignée par (^s1l)yrp-l • Comme cela est représenté par l'élément de décision 314, un test est alors effectué pour déterminer si 15 la nouvelle valeur de V . est inférieure à (V , ). ,. Si elle est inférieure, sh sh ind ■ • (Vgh)ind es"t pris égal à cette nouvelle valeur CVg^gpi» comme cela est représenté par le bloc 315* Avec une nouvelle valeur plus faible de (Vah) les calculs qui font intervenir (V^)^^ comme paramètre, peuvent être dès lors améliorés 20 puisqu'une nouvelle valeur plus précise de (V^)^^ est disponible. Ainsi, après avoir pris (V , ), , égal à (V ,)_„,, cette nouvelle valeur de (V , ). , sh lnd sh orl sh ind est introduite en retour dans3e programme juste en amont de l'étage 258 de calcul de et ^ Le programme,. alors, recalcule Vj) ^ et Vp^ et se continue, à travers tous les étages du processus d'analyse discuté ci-dessus. Si, après 25 la second passage à travers.cette partie du programme, le terme S^q est toujours inférieur à S^, est recalculé en utilisant la valeur la plus récente de (0 ) et la grandeur S . Et si la valeur la plus récente de (V ,)„__, ô api xo sn oPi est toujours inférieure à là nouvelle valeur de (V^)^^, le programme se recycle à nouveau. Ceci est constamment répété jusqu'à ce que cette partie du 30 programme soit terminée, soit parce que le test 284 vérifiant que est plus petit que a été satisfait, soit parce que des valeurs de plus petites que la dernière valeur de (V^)^^ ne sont plus calculées. Ensuite, le programmé détermine si les .grandeurs R et R indiquent ~fc xo la présence d'hydrocarbures c'est-à-dire si les réponses non, fournies par les 35 éléments de décision 284, 311 et 314 amènent le programme à l'élément de décision 288. Si les sondes de résistivité indiquent la présence d'hydrocarbures, il reste seulement à effectuer la correction d'effet d'hydrocarbure sur les 71 02767 55 2080945 grandeurs initialement mesurées 0^ et 0^. Avant de faire cette correction, le programme vérifie que la densité d'hydrocarbure calculée est au moins égale à la densité de gaz (p calculée dans le bloc 256. Pour réaliser ceci, dans la figure 21, un test est fait pour déter- 5 miner si S et S sont toutes deux inférieures à une valeur donnée approxima-w xo tivement égale à 1. Dans cet exemple, la valeur donnée est 0,9» Cette question est formulée par l'élément de décision 288. Ensuite, tel que cela est représenté par le bloc 320, la densité d'hydrocarbure est calculée en utilisant les dernières valeurs de et 10 calculées dans l'étage 258 et la dernière valeur de S calculée dans l'un ou xo l'autre des étages 28l ou 283. Les cinq équations suivantes sont résolues simultanément : F = 1 + 7 (l + 2 We)apl. SO)Yd (62) M = 45F (63) H*d^Yn " 1 ,rhx 15 n = 128 + 77F - 35 —fT~s xo R = 128 + 32F - 224 W» - 1 (65) 1 - S xo M f hy2 - H fhy + B - 0 (66) Ceci correspond à résoudre pour -p , le groupe d'équations donnant 0^, 0^ pour les formations propres (8), (9), en même temps que les équations 20 (10) et (il) reliant (0D)jjy e_t ^ la densi't® f e_fc l'équation (26) relative à S . Cette opération est décrite dans le bloc 320. xo La valeur de ^ calculée dans l'étage 320 est comparée avec ( P r,)u qui a été antérieurement calculé, comme cela est représenté par 1 G llm l'élément de décision 321• Si j5 ^ est dans les limites, c'est-à-dire si la 25 réponse est oui, une nouvelle valeur de 0 désignée 0 1 est calculée à partir 6 61 d'une solution simultanée des équations (6), (7), (10) et (il) et (26), comme cela est représenté par le bloc 322. Ensuite, cette nouvelle valeur 0^ est comparée avec le terme calculé précédemment comme représenté par l'élément de décision 324 et, s'il diffère de plus d'une valeur limite désignée 30 par une nouvelle valeur (0 ) est prise égale à 0 (bloc 323a) 6 © cipX ■©-L et de nouvelles valeurs de S et S sont calculées en utilisant ces nouvelles w xo valeurs comme cela est représenté par le bloc 323- Cette nouvelle valeur est alors utilisée pour calculer la nouvelle valeur de p c'est-à-dire que le programme retourne à l'étage 320. Le processus continue à tourner autour de 71 02767 56 2080945 cette boucle, jusqu'à ce que. les nouvelles valeurs calculées de 0^ et (0e)apl> deviennent approximativement égales et, à ce moment, de nouvelles valeurs de 0-^ et 0-^ sont calculées en utilisant les dernières valeurs calculées pour 0^> S et (vsh)ind âans les équations (6), (7), (10), (il) et (26), comme repré- 5 senté par le bloc 325* Les nouvelles valeurs 0.T et 0^ sont désignées 0™ et JNI U NJ 0£j. Ces valeurs sont celles qui sont corrigées pour les effets d'hydrocarbure et, en conséquence, elles peuvent être utilisées pour recalculer 0e^' SI, ^D^sh* ^Vsh' L'objet de cette boucle est d'améliorer la valeur de (0 ) , et donc © SlpJ- 10 les valeurs de S et P , . Initialement, la valeur de (0 ) _ était seulement xo » hy . e api une approximation qui ne tenait pas compte de la valeur exacte de l'effet des hydrocarbures sur les sondes de porosité, du fait que la valeur exacte de P , l hy n'était pas encore connue. Après chaque approximation successive de p le long de cette boucle, des valeurs plus exactes de 0^ peuvent être fournies. 15 Lorsque ces nouvelles valeurs de JZ^. et 0^ ont été calculées dans l'étage 325, de nouvelles valeurs de SI, S , et 0 peuvent alors être calculées. SU. o Parmi ces valeurs, SI présente un intérêt particulier parce qu'on avait supposé que SI = SL , lorsque l'on a calculé (V^)^^. La nouvelle valeur SI est plus correcte, et sera donc maintenant utilisée pour recalculer de nouvelles valeurs 20 de (V , ). ,, en retournant au bloc 252- En outre, la véritable valeur de S sh ind _ xo sera utilisée au cours du calcul de l'indicateur d'argilosité dérivé du potentiel spontané. Ces valeurs sont placées dans le bloc 328 et la grandeur subit à nouveau la même analyse. Ces nouvelles valeurs sont introduites dans le programme juste en amont de l'étage 251-25 On a trouvé que cette opération de recyclage avec de nouvelles valeurs pour SI et Sxq était au plus nécessaire une fois. Ainsi, comme cela est représenté par l'élément de décision 326, le processus d'analyse des hydrocarbures est terminé (voir élément 328), après un passage à travers cet élément de décision 326. 30 On se rapportera à nouveau à l'élément.de décision 321 si la valeur calculée p ^ ne vérifie pas le test de limite, c'est-à-dire si la première valeur supposée pour S^q a été prise trop faible. A titre de vérification, me autre valeur est calculée à partir de l'équation (27) en utilisant la valeur calculée de S , comme cela est représenté par le bloc 33°. Alors, comme W 35 représenté par l'élément. 331* un test est fait pour déterminer si (S^)^ est plus grand que la dernière valeur calculée de.S (étage 28l ou 323)* Si cette valeur est inférieure à S , on suppose que la mesure R est erronée et S xo xo xo 71 02767 57 2080945 est pris égal à (SXQ)W comme cela est représenté par le bloc 332. Avec cette nouvelle valeur de S^q, le processus retourne à l'étage 320, pour recalculer f hy' Si la nouvelle valeur de S amène la valeur calculée de P, au-des- io I hy 5 sus de la limite, le programme utilise, comme cela été discuté plus haut, cètte nouvelle valeur de S . Par ailleurs, si la nouvelle valeur calculée P, est xo r hy toujours trop faible, ceci indique que la cause des valeurs erronées de n'était pas une mauvaise valeur de R , mais une valeur excessive de (V . ), ,. xo sh ind Le programme se connecte alors au bloc 33^ de la manière suivante s il reoal- 10 cule une valeur de (SXQ)W (bloc 330)* laquelle est évidemment égale à la valeur S puisque S a déjà été prise égale à (S ) dans le bloc 332* Alors le xo xo xo w bloc de décision 331 reconnaît que les termes S et (S ) sont égaux et donc xo xo w branche le bloc 33^ dont la fonction est de faire décroître (V^)^^ de 1% avant de réintroduire3é processus en amont de l'étage 258 avec cette nouvelle 15 valeur de (V^)^nHj alors le programme se comporte comme expliqué ci-après. Si la valeur de calculée au cours de l'étage 330 finit par être plus grande que le terme S^q dérivé de l'équation (26), le programme déduit que la mesure RxQ n'est pas en faute et, au contraire suppose que (VgV|)^ est trop grand. Dans ce cas, comme représenté par le bloc 33^ (^gtpind es^ 20 diminué de 1% et introduit dans le programme juste en amont de l'étage 258. Le processus continue en utilisant cette valeur diminuée de (V^)^^ et se poursuit en réalisant l'analyse complète discutée ci-dessus. Le programme se répétera plusieurs fois et diminuera chaque fois le terme (V^)^^ de 1%, jusqu'à ce qu'une fin soit trouvée pour le processus d'analyse d'hydrocarbure. 25 Sur une représentation graphique, le point de mesure corrigé en fonction de l'argile peut, éventuellement, être ramené en arrière dans me position proche de la ligne de sable propre, et ainsi, l'élément de décision 261 provoquera me fin pour le processus d'analyse de l'effet d'hydrocarbure. A ce point du programme, le processus d'analyse des hydrocarbures 30 est terminé et les nouvelles valeurs corrigées de et 0^ appelées et 0^ sont disponibles pour être utilisées au cours de ce qui reste de l'étape (2). En retournant à la figure 20, on voit que l'étape (2) utilise ces nouvelles valeurs 0.Tn et 0 pour calculer me nouvelle valeur de SI selon NO IX/ les équations (3*0* (35) et (36), consne représenté par le bloc 3^0. Cette 35 nouvelle valeur de SI est désignée SI^. Comme précédemment, SI^ est limité à SIq si elle est plus grande que SIq, comme cela est représenté par le bloc 3^1* En continuant ceci, les termes (^N)sh» ^D^sh sorrt lirai"t®s (^jpsh0 ^D^sh0 71 02767 58 2080945 si SI est plus grand que SI . Ensuite, de nouvelles valeurs pour 0 , V , , V o v. 'e sh cl et V ^.j + sont calculées en utilisant les équations (4), (5), (8) et (9) comme cela est représenté par le bloc 342. Ces nouvelles valeurs sont désignées ^e4' Vsh4' Vcl4 et Vsilt4* Avec ces nouvelles valeurs de 0^ et V^, il est 5 maintenant possible de calculer de nouvelles valeurs pour S et S , en utili- • w xo sant les équations (25) et (26). Cette opération est décrite dans le bloc 343» A ce point, l'analyse des grandeurs 0^ et 0^ est terminée pour l'étape (2) et les valeurs corrigées dç 0^ et 0^ peuvent être alors utilisées pour répéter les analyses statistiques ayant pour objet de définir les paramètres 10 de calibrage des indicateurs d'argilosité. En plus du recalibrage des indicateurs d'argilosité, l'étape (2) a également pour objet de calculer le facteur de correction de compaction Cp, de calibrer les mesures fournies par la sonde de diagraphie sonique et de produire des grandeurs synthétiques de potentiel spontané, de rayons gamma naturels et 15 dé résistivité, à partir des équations utilisées pour l'analyse statistique. Ces grandeurs synthétiques sont alors comparées avec les grandeurs mesurées, pour fournir des indications de la figure de mérite des analyses statistiques effectuées.. En ce qui concerne la manière dont les grandeurs synthétiques sont 20 produites dans la figure 20, le potentiel spontané est recalculé en utilisant les valeurs de V _, 0 et S calculées dans les étages 342 et 343* c'est-à-dire cl' e xo VC1V 0ei±> sxo^* aussi bien que les valeurs de SSP, SP^, calculées au cours de l'étape (l). L'expression pour les valeurs SP recalculées est : V ■SP = SSE-- -2l _ (SSP - SP ,). •' (67) rec 0 S + W ,.V , 841 e xo cl cl 25 Cette fonction est représentée par le bloc 344. Cette valeur synthétique du potentiel spontané est une valeur dérivée dé l'équation (15). Si la mesure de potentiel spontané a été correctement calibrée, la valeur, synthétique de potentiel sera sensiblement la même que la valeur mesurée. Une figure de mérite pour SP, désignée EMon, est calculée en compa- or- 30' rant la valeur synthétique de SPrec avec la valeur mesurée SP, comme cela est représenté par le bloc 3^5* L'expression pour cette figure de mérite de SP est : sp -"SP" BWgp = reÇ. (68) SSP - SP . sh Un élément de décision 346 détermine si VsW est plus grand qu'une valeur limite de celui-ci et court-circuite l'étage 345 si Vs** est trop grand. 71 02767 59 2080945 La raison de ceci est que l'on est intéressé par la qualité de la reconstruction de SP uniquement dans le cas où SP est important comme indicateur d'argilosité, de façon à déterminer l'effet d'hydrocarbure. Des hydrocarbures apparaissent dans les sables et non pas dans les argiles. Ainsi, la qualité de la 5 reconstruction synthétique de SP dans les argiles n'a aucune signification pratique pour l'objet de la présente invention. Une valeur synthétique du taux de comptage des rayons gamma naturels est également obtenue à partir des valeurs de et aussi bien que des coefficients de calibration A, B et C calculés au cours de l'étape (l), 10 selon l'équation (l6). Cette fonction est représentée par le bloc 3^7* Le taux de comptage reconstruit ou synthétique, désigné GR est comparé avec la va- rec leur mesurée des rayons gamma et une figure de mérite pour les rayons gamma désignés FM™ est calculée en fonction de l'expression ci-après : CjK /"GR - GR P \2 FM = ( ESS L_b_) (69) GR VB.SI - C(1-SI )/ \ o o 15 Cette fonction est représentée par le bloc 3^8. Comme pour le poten tiel spontané, la figure de mérite de la valeur synthétique reconstruite du taux de comptage des rayons gamma naturels ne présente d'importance pratique que dans le cas où la formation n'est pas trop argileuse et donc, dans le cas où V , n'est pas trop important. Quand ceci n'est pas le cas, l'élément de sh 20 décision 3^6 amène le programme à court-circuiter l'étage de reconstruction d'une valeur synthétique des rayons gamma et l'étage de comparaison qui le suit. Les termes FMPT, et FM__ peuvent tous deux être moyennés de manière or un à fournir des figures de mérite pour les grandeurs se rapportant à la totalité 25 de la section de formation concernée. Ainsi, en utilisant SI^ 0^ et la mesure de résistivité profonde R est reconstruite d'une manière synthétique, en supposant des formations con- tenant de l'eau à 100^, de résistivité R , en accord avec l'expression suivante: R R (R ) = jr■— (70) o rec _ SI)^ y , R + 1,25 0 -R , v sh w e cl 30 Le terme R est utilisé ici parce qu'il désigne la résistivité d'une formation o dans laquelle S = 1. Cette fonction est représentée par le bloc 3^9- La valeur synthétique de R est désignée par (R0)rec* Ensuite, comme représenté par l'élément de décision 350 et le bloc 351, la même opération est réalisée pour reconstn 35 disponible) : pour reconstruire R suivant l'équation suivante (si une mesure de R est ^ xo xo 71 02767 60 2080945 •n. * • rv. - (Vm' ,2 ^ ' (71) (1-SI) V Hrf+ ^ h ' V Ces valeurs synthétiques de résistivité peuvent être comparées avec les valeurs mesurées pour déterminer la présence d'hydrocarbures. Les moyennes des grandeurs utilisées pour calibrer les valeurs de 5 SP, du taux de comptage des rayons gamma naturels et des résistivités sont calculées de la même manière que dans l'étape (l). Puisque l'étape (2) a considéré l'effet des hydrocarbures, s'il y a un effet d'hydrocarbure, les coefficients de calibrage seront plus précis après l'étape (2) qu'après l'étape (l). Cette opération est décrite par l'élément 99 de la figure 20. Cet élément 10 99 est représenté en détail dans le cadre en traits pointillés 99 de la figure 19- Ensuite, le programme met en oeuvre un processus d'analyse statistique pour calculer les moyennes des grandeurs qui peuvent être utilisées pour calculer le facteur l/C de correction de compaction acoustique et la réponse 15 acoustique dans les argiles, en accord avec les techniques décrites dans les figures 16 et 17. Ceci est représente par l'élément 99a sur la figure 20, lequel est décrit en détail dans la figure 22. Tout d'abord, en ce qui concerne le terme l/C^, on rappellera, à partir de la discussion de -la figure 16, que la pente de la ligne qui coïncide 20 le mieux avec les points de mesure sur une représentation statistique de 0^ - 0-^, par rapport à la pente de la ligne représentant 0^ = 0^, donne une valeur moyenne statistique de l/C^. Toutefois, comme cela a été discuté précédemment, cette -valeur moyenne statistique doit pour être valable, utiliser des points dérivés de sables à eau propres. Pour s'assurer que seuls de tels 25 points sont utilisés, une série de tests est mise en oeuvre sur les mesures fournies par chaque niveau de profondeur. En se rapportant à la figure 22, l'étage 202 détermine si cal culée au cours de l'étape 5^2, est plus, grande qu'une valeur limite imposée à ce terme. Si V^^est plus petite que cette valeur limite ion test est fait pour 30 déterminer si les lectures At des temps de transit acoustique sont valables, c'est-à-dire pour déterminer s'ils sont suffisamment faibles pour s'assurer de l'absence de toute suppression de cycle dans le signal délivré par le récepteur. Une telle suppression de cycle est provoquée par un mauvais fonctionnement de la sonde qui amène la mesure de A t à être trop élevée. Ce test est 35 réalisé par l'élément de décision 211. Ensuite un test est fait pour déterminer 71 02767 61 2080945 si la valeur calculée W dans l'étage 3^2, est inférieure à une valeur limite de celle-ci, laquelle valeur limite est elle-même inférieure à la valeur limite donnée par l'élément de décision 210. Ce test est représenté par l'élément de décision 212. 5 Si le test réalisé par l'élément de décision 212 est réussi, la satu ration en eau Sw est calculée à partir de l'équation (25) comme représenté par le bloc 213, et un test est fait pour déterminer si S^ est plus grand qu'une valeur limite donnée, comme cela est représenté par l'élément de décision 214. Si le test réalisé par l'élément de décision 214 est réussi, c'est-à-dire si 10 la formation de sable propre contient principalement de l'eau, alors une moyenne de 0 /JZL utilisant les dernières grandeurs obtenues, c'est-à-dire 0„„, est S -N NC calculée comne cela est représenté par le bloc 215- Puisque 0g/0^ fournit la pente d'une ligne reliant l'origine et le point de mesure 0 , 0„„ (voir figure 8 £lCs 16), une moyenne de 0g/0^Q donnera la pente de la ligne 70 de la figure 16, 15 laquelle ligne représente une coïncidence statistique de tous les points correspondant à un sable à eau propre. Si aucun de ces tests 211, 212 ou 214 n'est réussi (réponse non), le processus d'étude statistique des résultats acoustiques est terminé. Pour déterminer la réponse de la diagraphie acoustique dans les argi-20 les, c'est-à-dire ®n accord avec l'opération décrite dans la figure 17, des moyennes de 0g, SI, SI2 et (SI^ - 0^) sont calculées à partir des grandeurs fournies par les formations argileuses. Pour déterminer si me formation est principalement argileuse, me série de tests sont mis en oeuvre, le premier étant le test de la valeur limite de représenté par l'élément de décision 25 210. Si ce premier test est réussi c'est-à-dire si Vsh4 est plus grand que la valeur limite de celle-ci, alors des tests pour déterminer si At, SP et R^. sont inférieurs à des limites données, et si le taux de comptage des taux de rayons gamma naturels est plus grand qu'me limite donnée, sont mis en oeuvre, comme cela est représenté par les éléments de décision 216, 217, 2l8 et 219. 30 Si tous ces tests sont réussis, c'est-à-dire si la réponse à chacm d'eux est oui, des termes 0 , SI, SI et (SI, - 0 ) pour m nombre N de niveaux sent S T" S calculés en utilisant les dernières grandeurs obtenues, par exemple SI^, comme cela est représenté par le bloc 220. Si l'un ou l'autre de ces tests échoue, le programme provoque la fin du processus d'étude statistique des mesures de dia- 35 graphie acoustique. 71 02767 2080945 Les moyennes obtenues au cours de l'étape (2) sont mises,en mémoire, comme cela est représenté par le bloc 352- Si les grandeurs à considérer sont dérivées d'un niveau de profondeur autre que le dernier, cette question est posée par l'élément de décision 353, le programme prend alors en charge le 5 niveau suivant, comme cela est représenté par l'élément 35^• Si c'est le dernier niveau de profondeur, de nouvelles valeurs de SSP, SP,,R,, (R,) , A, B et sh cl cl xo C sont calculées à partir de ces nouvelles moyennes, comme cela est représenté par le bloc. 355* En outre,, la porosité déduite du temps de transit acoustique dans 10 les argiles ayant un index de silt SI , (0 ) , est calculée à partir des sta- o s sn tistiques de ce temps de transit acoustique, comme cela est représenté par le bloc 357, en accord avec les expressions ci-après : 0*s)sh= AS -BS (Si) (7la) avec respectivement AS = s 15 flQ l(3lfT0s - £ (SI) 0, N. I(SI) -|Z(SI)) 2 £(si) - 2(SI) 0 BS N I(SI)2 r (^(SI)f La moyenne de 0g/0^Q es"t automatiquement calibrée en termes de facteur de compaction acoustique C (voir bloc 356). Finalement, le programme procède à l'étape (3)» comme cela est repré-20 senté par i'élément 358* Comme lorsque l'on passe de l'étape (l) à l'étape (2), les coefficients de calibrage sont utilisés au cours de l'étape (3)• Les valeurs initialement obtenues pour 0^ et 0^ sont utilisées pour chaque niveau de profondeur au cours de l'étape (3), les valeurs 0„ et 0n calculées au cours « V de l'étape (2) étant écartées. 25 A ce stade, les indicateurs d'argilosité ont été recalibrés pour tenir compte de lreffet des hydrocarbures et des figures de mérite ont été ' calculées pour fournir une indication de la précision du calibrage réalisé au cours de l'étape (l). Avec des indicateurs d'argilosité convenablement calibrés, il est maintenant.possible de mettre en oeuvre une analyse complète 30 des mesures de diagraphie de forage et de produire des signaux de sortie calculés, en vue de leur présentation. Ceci est la fonction de l'étape (3) qui ' sera décrite ci-après. 71 02767 63 2080945 On se référera maintenant à la figure 23 qui présente un diagramme du fonctionnement de l'étape (3)- Au cours de l'étape (3), les grandeurs de calibrage fournies par l'étape (2), qui ont été mises en mémoire, sont lues en vue d'être utilisées au cours de l'étape (3)- On rappellera qu'au cours 5 des étapes (l) et (2), les grandeurs tombant dans la zone d'invraisemblance sont écartées, du fait qu'elles peuvent exercer un effet contraire sur le processus d'analyse statistique utilisé pour sélectionner les coefficients de calibrage. Au cours de l'étape (3), les points de mesure tombant dans la zone d'invraisemblance, sont corrigés avant d'être analysés. La porosité 0 S 10 dérivée de la diagraphie acoustique, et le terme (V , , sont utilisés à sh ina cet effet. Comne représenté par l'élément de décision 371» on détermine tout d'abord si le point représenté 0^, 0^ est dans la zone d'invraisemblance, connne cela est représenté par l'élément de décision 371* Le même test est réalisé 15 par les blocs 104 et 24l au cours des étapes (l) et (2). La technique pour déterminer si le point 00^ est dans la zone d'invraisemblance a déjà été discutée ci-dessus. Si le point de mesure ne tombe pas dans la zone d'invraisemblance, le programme procède alors à l'analyse des mesures, en tenant compte de l'effet 20 des hydrocarbures, comme cela est représenté par le bloc 242. Cette analyse des effets des hydrocarbures est identique à l'analyse entreprise au cours de l'étape (2) et ne nécessite pas de précisions complémentaires. Si le point de mesure tombe effectivement dans la zone d'invraisemblance et si 0& est inférieur aux deux tiers de 0z - question posée par l'élément de décision 372 - le point 25 0^ est déplacé vers le point origine 0^, 0^=0 jusqu'à ce que 0^ devienne égal à 0 /C , comme cela est représenté par le bloc 373- Ces nouvelles valeurs s p pour 0N et sont désignées 0^ et 0^. Ensuite, comme représenté par les blocs 374, 375 et 376, les indicateurs d'argilosité déduits des rayons gamma et du potentiel spontané, sont 30 utilisés pour calculer V et le plus petit des deux est sélectionné. Avant que (Vsh)gp et (V^)^ puissent être calculés, une valeur de SI est nécessaire. Cette valeur peut, par exemple être sélectionnée comme le SI du point d'argile défini par l'intersection de la ligne d'argile avec une ligne partant du point de mesure acoustique corrigé à un point défini par l'intersection de la ligne 35 W-Cl^ avec l'axe (voir figure 2). La manière de réaliser ceci met en oeuvre des techniques d'analyse géométrique connues et ne nécessite aucun développement complémentaire. La valeur de SI ainsi définie est appelée SI 71 02767 N 64 2080945 et est calculée au cours de 1 étape 373a. L'étage 374 utilise le terme SI ap et les coefficients de calibrage A, B et C calculés au cours de l'étape (2), pour calculer (Vsh)GR au moyen de l'équation (12). Comme cela est représenté par le bloc 375, les paramètres de calibrage SSP et SP . calculés au cours sn 5 .de l'étape (2), et SI , sont utilisés pour calculer (V )Qr> au moyen de sn or l'équation (15)* Ensuite, comme représenté par le bloc 376, la plus petite de ces deux valeurs de V , est sélectionnée et appelée (V , )! Ensuite, une sh 'sh ind autre valeur de est calculée en utilisant les valeurs 0^ et 0^ produites dans l'étage 373, au moyen des équations (8) et (9), comme cela est représenté 10 par le bloc 377- Comme représenté par le bloc 378, un test est fait pour déterminer si la valeur calculée de V , dans l'étage 377, c'est-à-dire (V ,)lT~ sh v sh ND est plus grand que (V . )' , calculé au cours de l'étage 376. Si (V , )! „ est sh ind v sh ind inférieur à ("V^)NT), le point 0^, 0^ est ramené vers l'intersection de la ligne W - 0 avec la ligne 0„ = 0 jusqu'à ce que le terme (V . )>TT. soit égal à J-J JN ç- Sll 1*1-) 15 CVgh^înd "tel que représenté par le bloc 379' Les nouvelles valeurs de 0^ et 0^ sont utilisées pour démarrer le processus d'analyse des hydrocarbures réalisé par l'étage 242. Si le terme (V^)^ a été trouvé plus grand que le terme (V^)^^, les paramètres 0^ et 0^ sont utilisés et introduits dans la partie du programme relative à l'analyse des hydrocarbures (bloc 242). 20 Quand les valeurs corrigées de 0„ et 0 , c'est-à-dire 0.Trl, 0 ont , JN D NU JJO été produites dans, l'étage 242, ces valeurs sont utilisées pour calculer les nouvelles valeurs de 0^, "V^, V et SI, comme cela est représenté par le bloc 38l. Ces nouvelles valeurs ■ sont désignées 0^ ^cl5' Vsilt5' Vsh5 SI_.. Avec .les valeurs de V V .. et SI_, aussi bien qu'avec les coeffi-5 cl5 silt5 5 ' 25 cients de calibrage des rayons gamma A, B.et C calculés au cours de l'étape (2), un taux de comptage synthétique des rayons gamma naturels ffRrec est reconstruit, comme représenté par le bloc 382.- Ensuite, les rayons gamma reconstruits GRrgc sont comparés avec les rayons gamma mesurés GR g un® figure de mérite FM- est calculée selon l'équation (69), comme cela est représenté par le bloc un. 30 383. • En outre, le potentiel spontané synthétique est reconstruit à partir des valeurs recalculées de S et V ,r et les valeurs de SSP et SP , calculées xo cl5 sh au cours de l'étape (2), comme cela est représenté par le bloc 384. Le terme reconstruit SP est alors comparé avec le terme mesure SP et une figure rec mes 35 de mérite FMgp est calculée, en accord avec l'équation (68) de la même manière qu'au cours de l'étape (2), comme cela est représenté par le bloc 385' Les grandeurs sont alors préparées en vue de leur sortie, comme cela est représenté - 4 * * \ ^ * J.m \J ^ \J 3 ï -kj par le bloc 386. Un diagramme détaillé concernant la manière de réaliser ceci est représenté à la figure 24 et sera décrit maintenant. Finalement, les grandeurs ainsi préparées sont imprimées ou sont enregistrées sur ruban magnétique ou pellicule photographique, comme cela est représenté par les éléments 387, 5 388 et 389» Comme cela est représenté par les éléments 4-33, 434 et 435, le programme traite les mesures correspondant à chaque niveau de profondeur, jusqu'à ce que le dernier niveau de profondeur soit atteint, et, à ce moment, il est arrêté. On va maintenant s'intéresser à la figure 24 qui représente m dia- 10 gramme des étapes réalisées pour préparer les grandeurs en vue de leur sortie au cours de l'étape (3)• Quand le processus "Préparation des grandeurs en vue de leur sortie" est engagé, de nouvelles valeurs de S et S sont calculées xo w en utilisant les dernières grandeurs disponibles, c'est-à-dire les paramètres de calibrage calculés au cours de l'étape (2). Cette fonction est représentée 15 par un bloc 400. Ensuite, la densité d'hydrocarbure p ^ est recalculée en résolvant simultanément les équations (6), (7), (10), (il) et (27), en utilisant les dernières valeurs calculées pour 0^s 0^, 0^ et sxo> comme cela est représenté par le bloc 401. Lorsque Sw ou S^q est proche de 1, indiquant ainsi que très peu 20 d'hydrocarbures sont présents, la valeur calculée de la densité d'hydrocarbure présente de grandes variations pour de petites erreurs dans les paramètres utilisés pour le calcul de Dans ce cas, il peut être préférable de cal culer et éventuellement d'imprimer la densité des fluides dans la zone envahie (f _) au lieu de f, . Ainsi, la densité des fluides dans la zone envahie v * f xo ' hy 25 ( ff)xo ®st calculée en utilisant l'équation (42), comme cela est représenté par le bloc 402. Un élément de décision 403 est utilisé pour déterminer si ( p f)xo doit être imprimé (voir bloc 404). Si ( f j-)xo n'est pas imprimé, -f ^ l'est (voir bloc 405), mais seulement s'il y a un effet d'hydrocarbure- suffisant pour que la valeur calculée P. ait une signification. Comme cela est 2 30 représenté par le bloc de décision 406, la fonction (0&% SB* fhy ' eSt calculée et comparée avec une valeur limite, avec : HB = 5/7 ft-Phy'- (1"-) 32 " "Phy Le terme ^y est imprimé dans le cas où cette fonction est plus grande qu'une valeur limite. à Le processus suivant prépare la valeur calculée S^ de la saturation en eau, en vue de sa sortie. Quand S est proche de 100%, les considérations w développées ci-dessus pour la densité d'hydrocarbure f s'appliquent également à la saturation en eau S . Pour éviter ceci, les valeurs calculées de S w w 5 sont manipulées de telle sorte que les larges fluctuations de à l'extrémité haute de l'échelle, produisent des petites fluctuations pour les valeurs enregistrées de S^. De plus, une expansion de Sw est faite pour les très faibles valeurs calculées pour tenir compte du fait que, à cette faible valeur de saturation en eau, la matrice de la roche est partiellement mouillée par l'hul-10 le> oe qui conduit à des valeurs calculées faibles mais erronées pour S^. A la figure 26, sont.représentées les valeurs S calculées (axe hori- Vf zontal), en fonction des valeurs enregistrées (axe vertical). La ligne en pointillé 410 représente une relation linéaire entre les valeurs calculées et enregistrées de S^. La courbe en trait plein 4ll fournit la fonction d'en-15 registrement appliquée aux valeurs calculées, S^. On peut voir à partir de la figure 26, que, pour des valeurs de calculées respectivement proches de 0 et de 100#, il y a une petite modification des valeurs enregistrées de S^. Cette fonction est réalisée dans le diagranœe de la figure 24 comme suit. Tout d'abord, le terme calculé Sw est limité à 1 comme cela est représen-20 té par le bloc 415- Si est compris entre 0,6 et 1 - question posée par l'élément de décision 4l6 - le terme Sw est calculé en accord avec l'expression suivante : (S ) i 4 f1- Sw Y5 [25 ^ (72)' w enreg, - - ^ I J ~ ~ÔJ J (voir bloc 417)-. Si S est compris entre 0,4 et 0,6 - question posée par l'élé- W 25 ment de décision 4l8 - la valeur effectivement calculée de S est imprimée, W comme cela est représenté par le bloc 419 • Si S^ est comprise entre 0 et 0,4 - question posée par l'élément de décision 420 - Sest calculée en accord avec l'expression ci-après / % .4 - 10 S - (S) » S + 0,02 w_ (75) w enreg. - w 1 + 10 S . w 50 Le terme S^Q est formé et imprimé de la même manière que S^ et ceci ne sera pas précisé davantage.-Cette fonction est représentée par le bloc 422. Ensuite, les valeurs cumulées de 0 et de 0 (l - S ) sont calculées- Q © W Ceci correspond à intégrer les valeurs de 0 et de 0 (l - S ). Cette fonction G 6 W 71 02767 67 2080945 est représentée par le bloc 423- Une marque convenable est alors imprimée pour chaque unité déterminée de 0 (l - S ) cumulé, comme cela est représenté par e w le bloc 422. lia dernière partie du processus "Préparation des grandeurs en vue 5 de leur sortie" consiste à calculer la perméabilité en utilisant, soit l'équation (43) soit l'équation (44). L'équation à utiliser est déterminée par l'élément de décision 425* Cette décision est prise par l'opérateur avant la mise en oeuvre du programme. Si l'équation (44) doit être utilisée, on doit tout d'abord détermi-10 ner si doit être pris égal à 3^.0^ ou une valeur déterminée à partir de la solution des équations (20) et (2l). Ceci est déterminé en considérant la valeur de la saturation en eau S (voir l'élément de décision 427). Si S est w w supérieur à 2/3, est pris égal à la valeur obtenue à partir des équations (20) et (21), comme cela est représenté par le bloc 428. Par ailleurs, si S •3 ^ 15 est inférieur à 2/3, est prix égal a S^.0^ comme cela est représenté par le bloc 429- Les étages 439 à 442 sont utilisés dans le calcul des pourcentages en volume des différentes formes d'argile en utilisant les équations (48), (49) ou (51), (50). On rappellera, à partir de la discussion de la figure 11 20 que, si les valeurs mesurées de 0^ et 0^ fournissent vin point sur la représentation statistique 0^ - 0^ qui tombe à gauche de la ligne d'argile dispersée, la valeur initialement sélectionnée pour (0 ) n'est pas correcte et donc z max en désaccord avec le modèle. Un tel événement est représenté par le point 33• Dans ce cas, on suppose que la valeur initiale (0 ) n'est pas utilisable z msx 25 et qu'une nouvelle valeur 0 est alors choisie, de manière que la ligne d'argi-le dispersée passe à travers le point 33- Cette nouvelle valeur de 0 est Z alors introduite dans l'équation (49). Pour réaliser ceci au cours du processus "Préparation des grandeurs - en vue de leur sortie" de l'étape (3), l'étage 440 détermine si le point mesuré 30 (0 , 0 est à gauche de la ligne des argiles dispersées définie par(0 ) , JN D z max en posant la question "(0 ) - 0 V ,?"« Si cela est (voir bloc 44l), z max ©^ six le terme (0- ) est pris égal à (0 _ + V , ,.) pour être introduit dans l'équa-z max e5 sh5 tion (49). Les termes V^, et Y sont alors calculés à partir des équations (48), (49) et (50),(étage 442). Evidemment, si une information acoustique est 35 disponible (étage 439), les-équations (48), (50) et (51) sont utilisées au lieu des trois précédentes (voir étage 443). 71 02767 68 2080945 A ce stade, la saturation en hydrocarbures résiduels et leur poids sont calculés en accord avec les expressions (4-5) et (46) puis imprimés, comme cela est représenté par le bloc 432. Ensuite, l'index de gaz dérivé de la diagraphie acoustique, est calculé selon l'équation (47), comme cela est repré-5 senté par le bloc 433- Finalement, si le niveau en cours d'étude n'est pas le dernier, le processus retourne au commencement de l'étape (3) pour considérer les mesures correspondant au niveau suivant, comme cela est représenté par l'élément 434, (Cf. figure 23). Si c'est le dernier niveau, le processus programmé s'arrête, 10 comme cela est représenté par l'élément 435. On va maintenant se référer à la figure 25 qui représente un exemple de diagraphie produite en accord avec l'enseignement de la présente invention. Les marques sur la partie gauche de la trace de profondeur correspondent à l'intégration de porosité. La distance entre deux marques consécutives repré-15 sente un nombre sélectionné d'unités de profondeur (pieds ou mètres) ayant une porosité de 100$ de volume de pore, par unité de surface. Chaque marque sur la partie droite de la trace de profondeur représente un nombre sélectionné de pieds, d'hydrocarbure en place. Sur la trace I, V et la perméabilité K sont enregistrés. Sur la Sxl 20 trace II, S^, (0 . shyr) et (0 . f^y) pour 1 ' analyse. des hydrocarbures sont enregistrés. Le terme'S^ est la fraction du volume des pores remplis d'eau de la formation. Le terme (0 . est la quantité d'hydrocarbures résiduels par volume unitaire de formation. Et le terme (0 • S, • -P, ) est hyr l hy le poids d'hydrocarbures résiduels par imité de volume de formation. Les deux 25 courbes (0 . S^_^) et (0 . . P^ ) coïncident dans les zones à huile puisque la densité de l'huile est proche de l'unité. Dans les zones contenant des hydrocarbures légers, les deux courbes divergent. Le rapport de (0 . ^. p^ à (0 . S^^) est la densité d'hydrocarbure. Dans la trace III, les courbes d'analyse de porosité 0 et (0 ,3 ) e e w 30 sont enregistrées. Le terme 0e est la porosité de la formation corrigée des effets d'hydrocarbure et d'argilosité et le terme (0^-S^) est la porosité contenant de l'eau. Ainsi, la zone entre les deux courbes correspond à la porosité contenant de l'huile. Une analyse du volume global est enregistrée sur la trace IV. A cet effet, ^silt e"t son^ enregistrés. On peut voir de ce qui précède que la méthode selon l'invention a été développée pour l'analyse des argiles et des formations contenant des sables argileux. Avec ces méthodes améliorées, des grandeurs plus nombreuses et plus exactes que jamais par le passé, peuvent être calculées et affichées, de manière à réaliser une interprétation complète des différents types de formations y compris celle contenant des sables argileux. â REVENDICATIONS 1. Méthode de traitement des résultats de diagraphies dans un forage caractérisée en ce qu'elle comprend les étapes suivantes : - élaborer un ensemble de mesures de diverses caractéristiques d'une forma-5 tion géologique à des niveaux de profondeur déterminés dans un intervalle considéré de ce forage; - combiner certaines au moins de ces mesures en provenance de certains au moins de ces niveaux dans l'intervalle considéré pour calculer la valeur d'au moins un paramètre d'entrée valable pour tout cet intervalle du 10 forage; - combiner certaines au moins des mesures de cet ensemble en provenance de certains au moins desdits niveaux avec ce paramètre d'entrée pour calculer au moins une grandeur de sortie initiale pour certains au moins de ces niveaux; 15 - combiner certaines au mains desdites mesures avec cette grandeur de sortie initiale pour certains au moins de ces niveaux pour recalculer ledit paramètre d'entrée ou en calculer un autre én vue de le combiner avec certaines au moins des mesures dudit ensemble pour obtenir des grandeurs de sortie représentatives d'au moins une caractéristique de la formation. 20 2. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'un au moins desdits paramètres d'entrée est un coefficient de relation entre l'une desdites mesures et la teneur en argile de la formation. 3« Méthode selon la revendication 2, caractérisée en ce que plusieurs paramètres d'entrée sont calculés qui constituent des coefficients de relations défi- 25 nissant chacune une.limité supérieure de la teneur en argile de la formation, lesdits paramètres pouvant notamment comprendre le potentiel spontané, la radioactivité naturelle gamna, ou la résistivité de la formation. 4. Méthode selon la revendication 3» caractérisée en ce que l'un au moins desdits paramètres d'entrée est une valeur caractéristique du type d'argile 30 présent dans l'intervalle du forage considéré. 71 02767 71 2080945 5- Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que ladite grandeur de sortie initiale est combinée avec une première desdites mesures, représentative de la densité globale, et une deuxième desdites mesures, représentative de la teneur en atomes.d'hydrogène de cette formation, à certains 5 desdits niveaux déterminés pour recalculer ledit paramètre d'entrée ou en calculer un autre. 6. Méthode selon la revendication 5, caractérisée en ce que ladite grandeur initiale de sortie est représentative de la teneur en argile de la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés. 10 7- Méthode selon la revendication 5, caractérisée en ce que ladite grandeur de sortie est représentative des proportions relatives de limon et d'argile colloïdale dans la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés. 8. Méthode selon la revendication 5» caractérisée en ce que ledit paramètre d'entrée recalculé ou un autre paramètre calculé est combiné avec certaines 15 au moins desdites mesures pour recalculer ladite grandeur de sortie initiale ou d'autres grandeurs de sortie. 9. Méthode selon la revendication 5> caractérisée en ce que ladite grandeur initiale recalculée ou d'autres grandeurs de sortie calculées comprennent l'une au moins des caractéristiques suivantes : porosité, proportions relatives de limon et d'argile colloïdale, teneur en argile, limon ou ar-20 gile colloïdale, saturation en eau ou en hydrocarbures. 10. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'ion au moins desdits paramètres d'entrée pour l'intervalle du forage considéré, est calculé en combinant une première desdites, mesures, représentative de la densité globale, et une deuxième desdites mesures, représentative de la 25 teneur en atomes d'hydrogène, à certains au moins desdits niveaux détermi nés, avec une troisième desdites mesures. 11. Méthode selon la revendication 10, caractérisée en ce que ladite troisième mesure peut comprendre une ou plusieurs mesures représentatives des caractéristiques suivantes : potentiel spontané, radioactivité naturelle gamma, résistivité ou vélocité des ondes acoustiques dans la formation, et ledit 30 paramètre d'entrée est un coefficient d'une relation entre lesdites mesures 71 02767 72 2080945 du potentiel spontané ou radioactivité naturelle gamma et la teneur en argile, ou est représentatif de la porosité dérivée de la vélocité des ondes acoustiques ou de la résistivité caractéristiques d'une argile naturelle ou d'une argile colloïdale dans l'intervalle du forage considéré. 5 12. Méthode selon la revendication 11, caractérisée en ce qu'une première et une seconde desdites mesures sont combinées pour déterminer au moins une grandeur caractéristique du type ou de la composition de l'argile à chacun desdits niveaux déterminés. 13. Méthode selon la revendication 12, caractérisée en ce que ladite grandeur 10 caractéristique du type ou de la composition de l'argile est Représentative du volume de deux au moins des types d'argile stratifiée, dispersée ou structurelle. 14. Méthode selon la revendication 11, caractérisée en ce qu'une première et une seconde desdites mesures étant respectivement représentatives de la densité 15 globale et de la teneur en atomes d'hydrogène d'une formation, ces première et seconde mesures sont combinées pour obtenir un indice représentatif des proportions relatives de limon et d'argile colloïdale dans la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés. 15- Méthode selon la revendication 14, caractérisée en ce que la valeur dudit 20 indice représentatif est déterminée en relation avec des valeurs pré-déter minées de grandeurs fonctions de la densité globale et de la teneur en atomes d'hydrogène d'une argile naturelle caractéristique et d'une argile colloïdale caractéristique dans la formation audit intervalle de forage considéré. 25 l6* Méthode selon la revendication 14, caractérisée en ce qu'une fonction dudit indice est combinée aveG une troisième mesure d'une troisième caractéristique de la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés pour calculer au moins un coefficient d'une relation entre cette troisième caractéristique de formation -et cet indice dans l'intervalle de forage considé-30 ré, ce coefficient constituant un paramètre d'entrée pour cet intervalle de forage. 71 02767 73 2080945 17• Méthode selon la revendication 16, caractérisée en ce que l'on sélectionne les niveaux auxquels cette fonction dudit indice et cette troisième mesure sont combinées en fonction de la valeur de certaines grandeurs dérivées de l'une au moins desdites mesures par rapport à des limites prédétermi-5 nées- 18. Méthode selon la revendication 16, caractérisée en ce que l'on combine ledit indice représentatif de la proportion relative de limon et d'argile colloïdale dans la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés avec des valeurs prédéterminées de grandeurs fonctions de la densité globale 10 et de la teneur en atomes d'hydrogène d'une argile naturelle caractéristi que et d'une argile colloïdale caractéristique dans la formation de cet intervalle du forage et avec lesdites première et seconde mesures pour élaborer des valeurs caractéristiques de l'argile à certains au moins desdits niveaux déterminés, et on combine ces première et seconde mesures 15 ainsi qu'une troisième desdites mesures, représentative de la teneur en argile de la formation, avec lesdites valeurs caractéristiques de l'argile élaborées ou prédéterminées pour obtenir une indication de la teneur en argile ou de la porosité. 19* Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'une au moins 20 des grandeurs de sortie est combinée avec l'un au moins desdits paramètres d'entrée pour élaborer des valeurs calculées d'au moins une caractéristique mesurable de la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés . 20. Méthode selon la revendication 19, caractérisée en ce que ladite caracté-25 ristique mesurable de la formation est choisie parmi : le potentiel spontané, la radioactivité naturelle gamma, la résistivité d'une zone envahie ou non-envahie de la formation auxdits niveaux déterminés. 21. Méthode selon la revendication 1, caractérisée en ce que l'une au moins des grandeurs de sortie est combinée avec l'un au moins desdits paramètres 30 d'entrée pour reconstituer des valeurs calculées d'au moins une des carac téristiques de la formation dont on a préalablement effectué la mesure à certains au moins desdits niveaux déterminés et que ces valeurs reconstituées sont comparées avec les valeurs mesurées de la même caractéristique pour obtenir un "indice de qualité" de ladite caractéristique pour certains 3 5 au moins desdits niveaux déterminés. 71 02767 74 2080945 22. Méthode selon la revendication 21, caractérisée en ce que lesdites mesures comprennent celles de la densité globale et de la teneur en atomes d'hydrogène de la formation et une troisième mesure .dépendante de la teneur en argile de la formation ; l'un desdits paramètres d'entrée pour l'intervalle du 5 forage considéré constitue au moins un coefficient d'une relation entre la dite troisième mesure et la teneur de cette formation en argile (naturelle), limon ou argile colloïdale } ladite grandeur de sortie initiale est représentative de la teneur ou composition en argile, limon ou argile colloïdale de la formation ; et, en vue de combiner certaines au moins desdites mesures 10 avec ledit paramètre d'entrée, on combine notamment cette densité globale et cette teneur en atomes d'hydrogène à certains au moins desdits niveaux déterminés avec ledit coefficient et avec ladite grandeur de sortie initiale représentative de la teneur ou composition en argile, limon ou argile colloïdale pour obtenir des indications résultantes de la porosité ou de la teneur 15 ou composition en argile, limon ou argile colloïdale. 23» Méthode selon la revendication 21, caractérisée en ce que lesdites mesures comprenant une première et une seconde mesure dépendant de la porosité et plusieurs mesures dépendant de la teneur en argile de la formation, on recalcule ladite grandeur de sortie initiale ou on calcule d'autres grandeurs 20 de sortie en déterminant plusieurs valeurs de la teneur en argile à partir desdites plusieurs mesures à l'aide de formules dites indicateurs d'argilosité qui fournissent toutes des limites supérieures de la teneur en argile et en combinant la plus petite de ces valeurs avec les première et seconde mesures à certains au moins desdits niveaux pour obtenir des valeurs de ces 25 première et deuxième mesures corrigées pour l'argile. 24. Méthode selon là revendication 23 caractérisée en ce que l'un au moins desdits indicateurs d'argilosité comprend une relation entre la valeur de l'une desdites premières mesures et de la teneur en argile, dont un coefficient est un desdits paramètres d'entrée pour l'intervalle considéré. 30 25. Méthode selon la revendication 23, caractérisée en ce que lesdits indicateurs d'argilosité comprennent des formules fondées sur la ligne limite "gaz-sable", le rapport des saturations entre les zones envahie et non--envahie, la valeur de la teneur en atomes d'hydrogène d'une argile caractéristique, la densité des hydrocarbures. 71 02767 75 2080945 26. Méthode seion la revendication 23, caractériséeen ce qu'une valeur de la teneur en argile de la formation étant dérivée de 1'une au moins desdites plusieurs mesures, on élabore une représentation de la saturation en hydrocarbures de la zone envahie à partir d'une mesure de la résistivité 5 de la formation, et l'on corrige les mesures dépendantes de la porosité pour les effets de l'argile et des hydrocarbures. 27» Méthode selon la revendication 26, caractérisée en ce que la première et la seconde mesure dépendantes de la porosité combinées avec la plus petite valeur de la teneur en argile dérivée des indicateurs d'argilosité sont 10 représentatives de la densité globale et de la teneur en atomes d'hydro gène de la formation à certains au moins desdits niveaux déterminés. 28. Méthode selon la revendication 27, caractérisée en ce que l'on détermine si les valeurs de certaines grandeurs liées à l'une ou plusieurs desdites mesures pour lesdits niveaux déterminés sont comprises dans certaines li- 15 mités prédéterminées et l'on empêche la combinaison desdites mesures pour calculer ou recalculer l'un au moins desdits paramètres d'entrée pour les niveaux auxquels lesdites valeurs de ces grandeurs se trouvent en dehors desdites limites prédéterminées. 29. Méthode selon la revendication 28, caractérisée en ce que l'on autorise 20 la combinaison desdites mesures et des paramètres d'entrée quand on recal- - cule ladite grandeur de sortie initiale ou calcule d'autres grandeurs de sortie pour les niveaux auxquels lesdites valeurs de grandeurs liées à l'une ou plusieurs desdites mesures se trouvent à l'extérieur desdites limites prédéterminées. 25 30. Méthode selon la revendication 29, caractérisée en ce que les grandeurs liées à l'une ou plusieurs desdites mesures étant rattachées à la densité globale et à la teneur en atomes d'hydrogène de la formation auxdits niveaux déterminés, on autorise la combinaison desdites mesures en ajustant notamment les valeurs desdites grandeurs rattachées à la densité globale 30 ou la teneur en atomes d'hydrogène pour les niveaux auxquels les valeurs desdites grandeurs tombent en dehors desdites limites prédéterminées et en combinant ensuite lesdites valeurs ajustées pour recalculer ladite grandeur de sortie initiale ou calculer d'autres grandeurs de sortie. 1 02767 76 2080945 31. Méthode selon les revendications 23 ou 30, caractérisée en ce que lesdites mesures aux niveaux déterminés comprenant en outre vine ou plusieurs mesures supplémentaires parmi lesquelles la vélocité des ondes acoustiques dans la formation et me ou plusieurs mesures représentatives de la. teneur en argile de la formation, on ajuste les valeurs desdites grandeurs en fonction de l'une de ces mesures de vélocité des ondes acoustiques ou de la teneur en argile ou des deux. 32. Méthode selon les revendications 1 et 2, caractérisée en ce que lesdites mesures comprenant me première et me seconde mesure respectivement représentatives de la densité globale et de la teneur en atomes d'hydrogène ainsi qu'me troisième mesure représentative de la teneur en argile de la formation, ladite grandeur de sortie initiale est recalculée'ou d'autres grandeurs de sortie sont calculées suivant m processus comprenant les étapes suivantes : - combiner lesdites première, seconde et troisième mesures-pour élaborer des grandeurs reliées aux valeurs de la densité globale et de la teneur èn atomes d'hydrogène, corrigées pour l'argile î • - comparer ces grandeurs à certains au moins desdits niveaux déterminés pour produire me ou plis leurs indications de la présence d'hydrocarbures ou de l'exactitude de ces valeurs corrigées pour l'argile J - ajuster l'une de ces grandeurs reliées à la densité globale et à la teneur en atomes d'hydrogène ou les deux ensemble pour établir me relation prédéterminée entre lesdites grandeurs reliées à la densité globale et .à la teneur en atomes d'hydrogène. 33* Méthode selon la revendication 32, caractérisée en ce que lesdites mesures comprenant la densité globale, la teneur en atomes d'hydrogène et me première et seconde mesure de la résistivité de différentes zones radiales d'me formation, on recalcule ladite grandeur de soriie initiale ou on calcule me autre grandeur de sortie à l'aide des étapes suivantes : - combiner lesdites mesures de la densité globale, teneur en atomes d'hydrogène et première et seconde mesure de résistivité pour élaborer des grandeurs reliées à 3a densité globale et la teneur en atomes d'hydrogène et corrigées pour les effets de l'argile et des hydrocarbures, - combiner ces grandeurs corrigées avec d'autres desdites mesures pour élaborer lesdites grandeurs de sortie calculées ou recalculées, et - comparer me des grandeurs de sortie avec me valeur limite et recalculer certaines au moins desdites grandeurs de sortie lorsque la valeur de ladite grandeur comparée tombe à l'écart de ladite valeur limite. 027 67 77 2080945 Méthode selon la revendication 33, caractérisée en ce que ladite grandeur de sortie comparée est la densité du grain de matrice de la formation, la densité d'hydrocarbure, la saturation en eau et en hydrocarbures d'une partie radiale déterminée de la formation, et/ou la teneur en atomes d'hydrogène de la formation auxdits niveaux déterminés. Méthode selon 3a revendication 33» caractérisée en ce que l'une desdites mesures étant fonction de la résistivité de la zone envahie du forage, ladite grandeur de sortie comparée est la saturation en eau de la zone envahie en vue de déterminer la validité de ladite mesure fonction de la résistivité. Méthode selon la revendication 33» caractérisée en ce que ladite grandeur de sortie est fonction d'une mesure dépendante de la porosité de la formation et ladite valeur limite est calculée à partir d'une valeur maximale de la porosité dans l'intervalle du forage considéré. Méthode selon la revendication 33, caractérisée en ce qu'une valeur de la teneur en argile étant dérivée d'indicateurs d'argilosité, on compare certaines grandeurs de sortie sélectionnées pour déterminer si elles se trouvent dans un intervalle de valeurs déterminées l'une par rapport à l'autre et l'on modifie la valeur de la teneur en argile dérivée des indicateurs d'argilosité jusqu'à ce que lesdites grandeurs de sortfe sélectionnées satisfassent une relation déterminée l'une par rapport à l'autre.