FR 2747729 A1 19971024 FR 9605072 A 19960423 DOMAINE TECHNIQUE La présente invention concerne une méthode d'identification automatique, de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures de la nature du réservoir associé et des limites éventuelles dudit réservoir, à partir des enregistrements des mesures de la pression des hydrocarbures en fond de puits en fonction du temps. Les résultats de cette identification, permettent d'estimer finement les débits et pressions futures d'un champ de production d'hydrocarbures. Ces informations conditionnent notamment le dimensionnement des équipements de production de surface et déterminent les conditions d'exploitation du gisement. ETAT DE LA TECHNIQUE ANTERIEURE L'identification de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures de la nature du réservoir associé à ce puits et des éventuelles limites de ce réservoir, a pour objet d'obtenir des informations qualitatives et quantitatives précises sur un gisement d'hydrocarbures en début d'exploitation. A partir de ces informations on peut prévoir la production du puits, les paramètres principaux du réservoir, l'effet des opérations d'acidification ou de fracturation et d'une manière générale le comportement dynamique du puits, qui sont des éléments déterminants pour l'exploitation future du gisement. Une technique connue pour réaliser cette identification est celle de "l'essai de puits", qui consiste à imposer un débit d'hydrocarbures produits par le puits étudié, à enregistrer les valeurs de la pression des hydrocarbures en fond de puits, en fonction du temps, puis à interpréter les enregistrements ainsi obtenus. Des méthodes connues, pour interpréter ces enregistrements consistent à mettre en oeuvre des simulateurs numériques de calage fondés sur des calculs d'écoulements polyphasiques. Une première méthode connue, non automatique consiste à sélectionner de manière visuelle des configurations types connues de puits, de réservoirs et de limites de réservoirs, pour limiter le nombre d'interprétations possibles. Cette sélection est faite par un expert, qui ensuite par comparaison des résultats des enregistrements de pressions aux configurations type sélectionnées, identifie le système réservoir-puits correspondant à l'essai. L'approche générale consiste à utiliser des courbes de pression types utilisant des paramètres sans dimension, mais nécessite des hypothèses simplificatrices qui limitent parfois sévèrement leurs conditions d'utilisation. Cette méthode peut avantageusement être mise en oeuvre en utilisant la dérivée première de la pression par rapport au temps pour déterminer la succession des écoulements caractéristiques visibles sous forme de morceaux de droites sur les résultats de l'essai et se fait de manière visuelle. Une deuxième méthode connue d'interprétation des résultats d'un essai de puits est décrite dans le document: "Use of artificial intelligence for model identification and parameter estimation in well test interpretation" ALLAIN O.F. Thèse, Université de Stanford (Californie), December 1988. Cette méthode comporte trois étapes: - une étape d'observation, consistant à établir une esquisse de la dérivée première de la mesure de pression en fonction du temps, par approximation successives de ladite dérivée par des segments de droites, en utilisant un ajustement par les moindres carrés. Puis à traduire sous forme de mots dans une syntaxe simple, la courbe segmentée de la dérivée première, régie par un certain nombre de règles syntaxiques de base. Cette identification se fait en cherchant sur la courbe de la dérivée première de la pression des droites horizontales et des transitions représentées par des montées et des descentes sur la même courbe, appelés écoulements caractéristiques. - une étape d'apprentissage consistant à enregistrer sous une forme segmentée, puis sous forme de mots, un nombre limité de modèles de courbes de dérivées de pression représentatifs de la nature de puits et de réservoirs typiques. - une étape de reconnaissance qualitative et quantitative consistant à superposer les mots représentatifs de la dérivée première de la pression, à des modèles connus enregistrés, pour sélectionner ceux qui sont représentatifs du puits et du réservoir étudié, puis à comparer les modèles sélectionnés en autorisant les recouvrements. Cette méthode présente l'inconvénient de traiter un nombre faible de modèles. Par exemple, le réservoir bicouche, la pénétration partielle et limites multiples ne sont pas représentés. De plus les recouvrements autorisés des modèles risquent de faire apparaître des phénomènes qui n'existent pas, les risques croissant avec le nombre de modèles. Une autre méthode d'interprétation semi-automatique d'un essai de puits a été développée à l'Université Heriot-Watt. Elle est décrite dans le document: "Feature selection and extraction for well test interpretation by artificial intelligence approch", SPE 19820, october 1989. Cette méthode est basée sur la représentation du signal obtenu par dérivation de la mesure de pression par rapport au temps, au moyen de symboles sur lesquels un raisonnement est simulé pour retenir une configuration type du puits et du réservoir étudié. Elle comporte les trois étapes suivantes: - une étape de prétraitement du signal représentatif de la dérivée de pression enregistrée, qui consiste à éliminer le bruit à l'aide d'un lissage type GCV (Generalezed cross-validatory smoothing, Silverman, 1985) à segmenter la courbe obtenue et à la représenter sous forme d'éléments- vecteurs". - une étape d'identification des configurations types - une étape de calcul des différents paramètres de la solution retenue et de validation des résultats obtenus. Cette méthode présente l'inconvénient de nécessiter l'intervention d'un opérateur au cours de l'étape de prétraitement et principalement dans la segmentation de la dérivée première de la pression. Les trois méthodes décrites sommairement ci-dessus ne traitent que partiellement les problèmes posés par l'identification automatique des puits, réservoirs et limites de réservoirs. Notamment elles nécessitent dans l'étape de prétraitement ou d'observation une intervention humaine. De plus, elles n'ont permis de prendre en compte un nombre important de modèles. EXPOSE DE L'INVENTION La présente invention a pour objet de remédier à ces inconvénients et de fournir une méthode efficace d'identification automatique de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures, de la nature du réservoir associé et des limites éventuelles de ce réservoir, riche en modèles fournissant une solution réelle et ne faisant pas apparaitre de phénomènes inexistants. Elle permet d'amplifier les changements de tendances observables sur la courbe de la dérivée première de la pression ce qui améliore la qualité de l'interprétation. La méthode de l'invention consiste, à partir de l'enregistrement en fonction du temps de la pression des hydrocarbures en fond de puits, à exécuter les étapes suivantes: - prétraiter les mesures de la pression en fond de puits pour obtenir un signal prétraité, en calculant la dérivée première de la pression en fond de puits par rapport à une fonction du temps, - représenter la forme du signal prétraité sous une forme codée, faire l'analyse structurelle des résultats du codage, obtenus à l'étape précédente, en utilisant les techniques de reconnaissance des formes structurelles, pour identifier un ou plusieurs modèles connus, codés sous la même forme que le signal prétraité, le puits, le réservoir et les limites éventuelles dudit réservoir. L'invention est caractérisée en ce que l'étape de prétraitement des mesures de la pression consiste en outre à exécuter les sous-étapes suivantes: - lisser le résultat du calcul de la dérivée première de la pression, - estimer les points réguliers de ladite dérivée première lissée, puis remplacer les résultats du lissage par un signal équivalent échantillonné à pas constant, - filtrer ledit signal, - calculer la dérivée seconde de la pression en fond de puits en dérivant une fonction dudit signal filtré par rapport à une fonction du temps, - filtrer le résultat du calcul de ladite dérivée seconde, - procéder à une segmentation linéaire de ladite dérivée seconde filtrée, pour obtenir le signal prétraité, et en ce que l'étape de représentation de la forme du signal prétraité, sous une forme codée, consiste à exécuter les sous-étapes suivantes: - choisir une synthaxe comportant, un alphabet constitué d'une suite de lettres pour décrire le sens des variations du signal prétraité et des attributs pour décrire les valeurs desdites variations, - associer à chaque segment du signal prétraité, la lettre de l'alphabet décrivant le sens de variation dudit signal, - calculer la pente de chaque segment du signal prétraité qui constitue la valeur de l'attribut, la succession des couples lettre/attribut constituant une phrase représentative du signal prétraité, lui même représentatif de la dérivée seconde de la pression. Selon un mode particulier de réalisation de l'invention la dérivée seconde d'une fonction de la pression des hydrocarbures en fond de puits par rapport à une fonction du temps est calculée en appliquant la formule suivante: P"(t)= dLog P' (t)/dLog (t) dans laquelle, - P"(t) représente la dérivée seconde d'une fonction de ladite pression par rapport à une fonction du temps, - t représente le temps, - P' (t) représente la dérivée première de ladite pression par rapport à une fonction du temps, calculée de façon connue en appliquant la formule suivante: P' (t)=dP(t)/dLog(t) dans laquelle, P(t) représente ladite pression et t représente le temps. BREVE DESCRIPTION DES DESSINS D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaitront à la lecture de la description détaillée ci-après, en référence aux dessins annexés dans lequels: - la figure 1 représente l'enregistrement de la valeur de la pression en fond de puits en fonction du temps. - la figure 2 représente la dérivée première de la pression en fond de puits en fonction du temps. - la figure 3 représente la dérivée première lissée de la pression en fond de puits en fonction du temps. - la figure 4 représente le signal équivalent à la dérivée première échantillonné à pas constant après filtrage. - la figure 5 représente la dérivée seconde de la pression en fond de puits en fonction du temps. EXPOSE DETAILLE DE L'INVENTION Selon un mode particulier de réalisation de l'invention, la méthode d'identification automatique de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures sous pression, de la nature du réservoir associé et des limites éventuelles de ce réservoir, consiste dans une opération préliminaire à maintenir constant le débit des hydrocarbures produits par le puits à partir d'un instant ti initial et à enregistrer de manière discontinue, en fonction du temps t, la pression P(t) du pétrole mesurée au fond du puits, illustrée par la courbe de la figure 1. La méthode de l'invention consiste ensuite à exécuter les trois étapes suivantes comprenant chacunes des sous-étapes: - étape 1: prétraitement des mesures enregistrées de la pression des hydrocarbures en fond de puits pour obtenir un signal prétraité - étape 2: représentation de la forme du signal prétraité sous forme codée - étape 3: analyse structurelle des résultats du codage de la forme du signal prétraité, pour identifier à un modèle connu le puits, le réservoir et les limites éventuelles dudit réservoir. Selon une première caractéristique de l'invention, l'étape de prétraitement des mesures enregistrées de la pression des hydrocarbures en fond de puits comporte les sous étapes suivantes: - calcul de la dérivée de la pression par rapport au temps selon la formule suivante: P'd=dPd/dLn (td/cd) dans laquelle, Pd représente la pression adimensionnelle des hydrocarbures au fond du puits calculée à partir de Pd=Pi-Pw(t), avec Pi qui représente la pression initiale à l'instant ti, et Pw(t) la pression à l'instant t au fond du puits. td représente le temps adimensionnel calculé à partir de t cd représente la capacité adimensionnelle du puits calculée à partir de C=- 6V/6P, avec 6V représente la variation du volume du fluide résultant d'une variation 6P de la pression appliquée au puits. Les résultats de ce calcul sont illustrés par la figure 2. lissage de la dérivée première de la pression, en utilisant la méthode dite d'approximation diffuse, décrite dans le document "Approximation diffuse, bilan et perspectives" de P. VILLON, B. NAYROLLES et G. TOUZOT, 1991. On obtient les résultats illustrés sur la figure 3. estimation des points réguliers de la dérivée première lissée consistant à remplacer le résultat du lissage, par un signal équivalent échantillonné à pas constant. La méthode retenue est une simple estimation par interpolation linéaire, qui consiste à construire la courbe qui relie les points de l'essai par des segments de droites. Les points estimés constituent un échantillonnage à pas constant T des points de cette courbe. Les résultats de cette estimation de la valeur de la dérivée première de la pression en fond de puits sont ensuite filtrés par application d'un filtre de Butterworth dont l'expression de la fonction de transfert générale est la suivante: a(l+Z-1) 2 H(Z)= l+b1Z- l+b2Z-2 dans laquelle, a=l/(l+ -2 u+u2) bl=2a (1-u2) b2=a(1-2 -2 u+u2) u=l/tan(n fcT) fc est la référence de coupure du filtre choisi égale à 1,0O T représente la période d'échantillonnage le produit fc.T satisfait au critère de Shannon. Les résultats P'd du filtrage de la dérivée première lissée de la pression en fond de puits, ainsi obtenus sont représentés sur la figure 4. Ils permettent de calculer la dérivée seconde de la dite pression, en appliquant la formule suivante: P"d=dLog(P'd)/dLog(td/cd) dans laquelle: P"d représente la dérivée seconde de la pression en fond de puits P'd représente la dérivée première de la pression en fond de puits lissée puis filtrée td représente le temps adimensionnel calculé à partir de t cd représente la capacité adimensionnelle du puits calculée à partir de c=-6V/6P, avec ÈV qui représente la variation du volume du fluide résultant d'une variation ÈP de la pression appliquée au puits. Pour calculer cette dérivée seconde en un point M de la courbe de P'd, on ouvre une fenêtre centrée en M d'une largeur donnée, puis on effectue une régression linéaire des points contenus dans la fenêtre. La valeur de la dérivée est alors la pente de la courbe. Il est important de noter que ce mode dérivation joue également un rôle de lissage. Plus la taille de la fenêtre est grande, plus le lissage est important, elle sera choisie entre 0,2 et 0,4 et de préférence égale à 0,3. La dérivée seconde ainsi obtenue est filtrée avec le même filtre de Butterworth que celui décrit ci-dessus. Elle est représentée sur la figure 5. La sous-étape suivante de l'étape 1 de l'invention consiste à segmenter linéairement la dérivée seconde de la pression au fond du puits, pour représenter les écoulements caractéristiques du puits et du réservoir par des segments de droites horizontaux et les transitions par des montées, des descentes ou par combinaisons des deux, c'est à dire des pics. Plusieurs méthodes connues ont été développées pour réaliser la segmentation linéaire d'une courbe. Nous avons choisi pour la méthode de l'invention, celle développée par T. PAVLIDIS et S.L. HAROVITZ décrite dans le document "Segmentation of plane curves". I.E.E.E. transactions on computers, vol c-23, n 8 August, 1974 Cette méthode permet d'atteindre trois objectifs essentiels pour l'invention: extraction des caractéristiques de la courbe - compression de l'information - filtrage du bruit de la courbe Elle présente aussi l'avantage d'être facile à programmer et de donner des résultats satisfaisants en un temps de calcul acceptable. D'une manière générale, elle consiste, étant donnée une courbe plane définie par une suite de points (xi,Yi), i=l à N, à déterminer le nombre minimum n d'intervalles Sî, Si, Sn tel que l'approximation par un polynôme de degré m sur chacun des intervalles n'engendre pas une erreur supérieure à une valeur fixée à l'avance. Chacun de ces intervalles est défini par le couple (ai, ai+1) dans lequel ai est une suite croissante, xi l'axe des temps et Yi l'axe de la dérivée seconde de la pression. Dans la méthode de l'invention, il s'agit de rechercher les écoulements de base qui se manifestent par des morceaux de droites horizontales sur la dérivée seconde de la pression en fond de puits. L'approximation sera donc faite par des polynômes de degré 1. Le problème est de déterminer les suites (ai), (ai) et (bi) qui minimisent le nombre de segments n en tenant compte de l'erreur (ai, bi sont les coefficients du polynôme d'approximation sur l'intervalle Si, y=ai+bi*x). Le calcul de l'erreur est basé sur la distance euclidienne. La sous-étape suivante consiste à réaliser la segmentation linéaire de la courbe représentative de la dérivée seconde de la pression en fond de puits, en utilisant l'algorithme ll de "split and merge" décrit dans le document cité précédemment, dont les auteurs sont T. PAVLIDIS et S.L. HAROVITZ. Cette procédure de segmentation, est complètement automatique et ne demande aucune intervention extérieure. La deuxième étape de la méthode l'invention, est celle de la représentation sous forme codée du signal prétraité représentatif de la dérivée seconde de la pression en fond de puits, obtenu à l'issue de la première étape. Elle consiste à transcrire dans une syntaxe choisie ledit signal et à transcrire dans la même synthaxe les modèles d'écoulements théoriques qui seront utilisés dans l'étape suivante d'analyse. Ce codage des modèles constitue un véritable apprentissage de la méthode d'identification de l'invention. La synthaxe choisie est un alphabet A et des attributs At. Chaque segment de la dérivée seconde de la pression obtenu dans l'étape précédente est représenté par une lettre de l'alphabet A et un attribut. Les lettres de l'alphabet A décrivent le sens de variation de la dérivée seconde ainsi que les paliers de cette même dérivée. Les attributs précisent les valeurs de ces variations. L'alphabet A utilisé est le suivant: A = {St, C-, C+, D-, D+, P-, P+} St représente une stabilisation C+ représente une croissance avec un signe positif C- représente une croissance avec un signe négatif D+ représente une décroissance avec un signe positif D- représente une décroissance avec un signe négatif P+ représente un pic positif P- représente un pic négatif Les attributs utilisés sont les suivants: At= {-5/4,-1,-3/4,-1/2,-1/4,0,+1/4,+1/2,+3/4,+1,+5/4} Le principe général du codage est d'affecter à chaque segment une lettre de l'alphabet A, puis à l'aide de règles de regroupement, à isoler les pics. Par exemple C+ suivi de D+ est changé en P+. Avant d'associer une lettre à un segment, la pente de chaque segment est calculée et une valeur lui est affectée. Ainsi, si pi est la pente calculée du segment i, la valeur v(i) lui est affectée selon les règles suivantes, sO représentant la valeur de la pente d'un segment ditstable. Avec sO=0,1 Si (pi) sO et pi 2*sO) alors val(i)=1 Si (pi décroissance de la dérivée seconde de la pression. Les segments voisins associés à la valeur +2 ou -2 sont regroupés. Ensuite, à chaque segment obtenu par la segmentation linéaire on affecte une lettre de l'alphabet A, par application de règles simples. - Si val(i)=0 alors la lettre affectée au segment i est St - Si val(i)=-l et si la dérivée seconde à l'origine du segment i est négative, alors la lettre affectée au segment i est D- - Si val(i)=-l et si la dérivée seconde à l'origine du segment i est positive, alors la lettre affectée au segment i est D+ - Si val(i)=1 et si la dérivée seconde à l'origine du segment i est positive, alors la lettre affectée au segment i est C+ - Si val(i)=l et si la dérivée seconde à l'origine du segment i est négative, alors la lettre affectée au segment i est C- Après l'affectation des lettres de l'alphabet aux segments que l'on appellera désormais primitives, on isole sur la dérivée seconde les maxima et minima locaux de la dérivée première. Ensuite, on regroupe les primitives voisines qui ont la même lettre de l'alphabet. Enfin, on construit les pics (P+, P-) en regroupant les segments adéquats, à savoir: - (C+)+ (St) + (D+) donne P+ - (C+)+(D+) donne P+ - (D-)+(St)+(C-) donne P- - (D-)+(C-) donne P- On finit ce codage des segments en primitives par le calcul des attributs. Ce calcul se fait pour deux types de primitives: les stabilités et les pics. Les primitives C+, C-, D+, D- ne nécessittent pas le calcul d'attribut. Celui-ci est remplacé par le signe *. Pour garder une segmentation fine, on effectue un ultime traitement, pour empêcher des incohérences qui peuvent subsister suite au calcul des niveaux, sur les primitives en tenant compte de l'ordre chronologique selon les règles suivantes: (St, Nul)+(C-, *) donne (St, Nul) (St, Nul)+(D+, *) donne (ST, Nul) (C+, *)+(St, Nul) donne (St, Nul) (D-, *)+(St, Nul) donne (St, Nul) (St, Nul)+St, Nul) donne (St, Nul) On obtient ainsi une représentation de la dérivée seconde de la pression en fond de puits, codée sous la forme d'une phrase. Par exemple: (St, +1), (D+, *), (St, +1/4), (D+, *), (St, Nul) Une autre sous étape de la méthode de l'invention nommée apprentissage consiste a traduire les différents modèles théoriques connus de puits, de réservoirs et de limites de réservoirs, dans le formalisme qui utilise la dérivée seconde, sous forme de mots obtenus par la segmentation et le codage des écoulements. La troisième étape de l'invention connue en soi, est celle de l'analyse structurelle des résultats du codage obtenus à l'issue de la deuxième étape. Elle consiste à rechercher, parmi des modèles connus de puits, de réservoirs et de limites de réservoirs, traduits en phrases codées au cours de la sous-étape d'apprentissage, le ou les modèles les plus proches de la phrase représentative de la dérivée seconde de la pression en fond de puits sous forme codée. REVENDICATIONS 1- Méthode d'identification automatique de la nature d'un puits de production d'hydrocarbures sous pression, de la nature du réservoir associé audit puits et des limites éventuelles dudit réservoir à partir de l'enregistrement des mesures de la pression des hydrocarbures en fond de puits en fonction du temps, consistant à exécuter les étapes suivantes: prétraiter les mesures de la pression en fond de puits pour obtenir un signal prétraité, en calculant la dérivée première de la pression en fond de puits par rapport à une fonction du temps, - représenter la forme du signal prétraité sous une forme codée, - faire l'analyse structurelle des résultats du codage, obtenus à l'étape précédente, pour identifier un ou plusieurs modèles connus, codés sous la même forme que le signal prétraité, le puits, le réservoir et les limites éventuelles dudit réservoir, caractérisée en ce que l'étape de prétraitement des mesures de la pression consiste en outre à exécuter les sous-étapes suivantes: lisser le résultat du calcul de la dérivée première de la pression, estimer les points réguliers de ladite dérivée première lissée, puis remplacer les résultats du lissage par un signal équivalent échantillonné à pas constant, - filtrer ledit signal, - calculer la dérivée seconde de la pression en fond de puits en dérivant une fonction dudit signal filtré par rapport à une fonction du temps, - filtrer le résultat du calcul de ladite dérivée seconde, - procéder à une segmentation linéaire de ladite dérivée seconde filtrée, pour obtenir le signal prétraité, et l'étape de représentation de la forme du signal prétraité, sous une forme codée, consiste à exécuter les sous-étapes suivantes: - choisir une syntaxe comportant, un alphabet constitué d'une suite de lettres pour décrire le sens des variations du signal prétraité, la lettre de l'alphabet décrivant le sens des variations du signal prétraité et des attributs pour décrire les valeurs desdites variations, - associer à chaque segment du signal prétraité, la lettre de l'alphabet décrivant le sens de variation dudit signal, - calculer la pente de chaque segment du signal prétraité qui constitue la valeur de l'attribut, la succession des couples lettre/attribut constituant une phrase représentative du signal prétraité, lui même représentatif de la dérivée seconde de la pression. 2- Méthode selon la revendication 1 caractérisée en ce que la dérivée seconde d'une fonction de la pression des hydrocarbures en fond de puits par rapport à une fonction du temps est calculée en appliquant la formule suivante: P"(t)=dLogP'(t)/dLog(t) dans laquelle, - P"(t) représente la dérivée seconde d'une fonction de ladite pression par rapport à une fonction du temps, - t représente le temps - P'(t) représente la dérivée première de ladite pression par rapport à une fonction du temps, calculée de façon connue en appliquant la formule suivante: P' (t)=dP(t)/dLog(t) dans laquelle, P(t) représente ladite pression et t représente le temps.