FR 2869067 A1 20051021 FR 0503786 A 20050415 La présente invention concerne, de manière générale, des systèmes, procédés et techniques de forage de puits et plus spécifiquement, un système et procédé de synthèse de champ permettant d'optimiser des opérations de forage. Une question importante à résoudre lors du forage des puits de pétrole et de gaz est de pouvoir prévoir la performance future d'un système de forage. Il existe un certain nombre de conditions et/ou d'événements en fond du puits qui peuvent être d'une importance majeure pour déterminer comment procéder à une opération, et notamment comment sélectionner les dispositifs de forage et les paramètres opérationnels devant être utilisés dans une opération de forage donnée. Souvent, on fore plusieurs puits dans un même champ. Lors du forage d'un nouveau puits dans ce champ, les diagraphies extraites des données relatives à un puits "de limite" ou "décalé" proche permettent souvent de choisir le matériel de forage et les paramètres de forage qui seront utilisés pour forer ce nouveau puits. Cela nécessite généralement de comparer la performance des dispositifs de forage (on parle généralement de vitesse moyenne d'avancement (VA)) qui ont été utilisés pour forer les puits de limite. Au fur et à mesure que le champ s'étend, le choix du dispositif de forage et le choix des paramètres de forage s'améliorent progressivement. Cette amélioration progressive, appelée parfois "courbe d'apprentissage", est généralement plus lente qu'on le souhaite, et il faut avoir foré dix puits ou davantage pour pouvoir identifier les meilleurs dispositifs de forage et paramètres de forage. En outre, l'utilisation d'une performance de forage globale dans des puits de limite peut donner lieur à des inférences erronées lorsqu'un champ présente des variations significatives de lithologie, de propriété mécanique et d'épaisseur. Dans de tels cas, l'exploitation des données provenant d'un puits de limite constitue souvent un indicateur incorrect pour savoir si tel dispositif de forage était le meilleur choix pour forer tel puits. C'est pourquoi ces informations sont souvent d'un intérêt limité lorsqu'il s'agit de prévoir comment tel dispositif de forage ou tel matériel de forage va se comporter dans des champs présentant des variations significatives de lithologie et de propriétés mécaniques. Une telle exploitation de diagraphies de puits de limite dans des champs à variations de lithologie donne souvent lieu à un choix de dispositifs de forage et de paramètres de forage qui ne sont pas optimisés. Ces choix non optimisés entraînent des augmentations de temps de forage et des augmentations de coût. Par conséquent, il existe désormais un besoin pour un procédé et d'un système permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage dans des champs présentant des variations importantes de lithologie et de propriétés mécaniques. Il existe également un besoin pour un procédé et système permettant d'optimiser les paramètres de forage des puits forés dans des champs présentant des variations importantes de lithologie et de propriétés mécaniques. Selon les enseignements de la présente description, il est décrit un système et procédé d'optimisation de la performance d'un dispositif de forage qui limite ou supprime de nombreux inconvénients associés aux procédés et systèmes précédemment développés. Le système et procédé décrit d'optimisation de la performance d'un dispositif de forage utilise les diagraphies et les paramètres de forage provenant de plusieurs puits de limite situés à proximité de l'emplacement d'un puits de forage souhaité. Les diagraphies de ces puits de limite sont synthétisées pour déterminer les principaux contextes de forage comprenant à la fois les tendances géologiques, les propriétés mécaniques et les différents profils de puits. La lithologie et le profil de puits prévus du puits en question sont ensuite divisés en plusieurs contextes de forage. La performance d'un ou plusieurs dispositifs de forage et/ou paramètres de forage est ensuite simulée dans les contextes de forage choisis des puits de limite. Les contextes de forage de limite et les contextes de forage prévus sont ensuite comparés. Les informations de simulation sont ensuite utilisées pour choisir un dispositif ou paramètre de forage optimisé pour forer le puits choisi. En outre, les données de simulation peuvent servir à modifier la conception du dispositif de forage et à optimiser sa performance pendant le forage du puits choisi. Une telle optimisation en temps réel procure des avantages considérables par rapport aux techniques précédentes. Cette optimisation en temps réel comprend une évaluation des contextes de forage et des contextes de forage réels utilisant des mesures en cours de forage MWD ou des diagraphies en cours de forage LWD en temps réel. Ainsi, les contextes de forage de limite ainsi que le dispositif de forage et les paramètres de forage peuvent être analysés modifiés de manière sélective pendant le forage du puits choisi. Dans un aspect, nous présentons un procédé qui optimise la performance d'un dispositif de forage destiné à forer un puits choisi. Ce procédé comprend les étapes consistant à : - obtenir les diagraphies et les données de forage d'au moins trois puits de limite associés au puits de forage choisi; - synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; - évaluer les données de champ synthétisées dans une pluralité de contextes de forage; - choisir au moins un contexte de forage pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance d'un dispositif de forage dans ledit au moins un contexte de forage choisi. Les modes de réalisation du procédé ci-dessus peuvent comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes: - le dispositif de forage comprend un outil de forage; - les étapes consistant à : simuler la performance d'un premier outil de forage dans un contexte de forage choisi; simuler la performance d'un second outil de forage dans le contexte de forage choisi; et comparer la performance simulée du premier outil de forage et la performance simulée du second outil de forage dans le contexte de forage choisi; - les étapes consistant à : simuler la performance d'une pluralité d'outils de forage 20 dans le contexte de forage choisi; et comparer les performances simulées de la pluralité d'outils de forage dans le contexte de forage choisi; - les étapes consistant à : simuler la performance d'un premier outil de forage dans 25 un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite; modifier au moins un paramètre de conception du premier outil de forage; et simuler la performance de l'outil de forage modifié dans 30 le contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite; - un paramètre de conception choisi dans le groupe composé des éléments suivants: nombre de lames, type de taillant, profil de l'outil, pente accentuée, pente atténuée, pente de frottement, exposant d'usure, fonctionnement maximal, zone de contact initiale, et zone de contact finale; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données de résistance de la roche; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle de résistance de roche choisi; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données de plasticité ; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle de plasticité choisi; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données d'abrasivité ; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle d'abrasivité choisi; - les diagraphies et les données de forage comprennent une pluralité de types de formation; - le contexte de forage choisi comprend un type de 20 formation choisi; - l'étape consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à identifier au moins une tendance de champ; - une tendance de champ comprend en outre des variations 25 de lithologie; - une tendance de champ comprend en outre des variations de propriétés mécaniques; - une tendance de champ comprend des variations de profondeur de formation; - une tendance de champ comprend des variations d'épaisseur de formation; - les étapes consistant à simuler la performance d'au moins deux dispositifs de forage dans ledit au moins un contexte de forage choisi desdits au moins trois puits de limite; choisir un dispositif de forage; forer le puits choisi à l'aide du dispositif de forage choisi; obtenir les données de lithologie du puits foré choisi; et synthétiser les données de lithologie provenant du puits foré choisi avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite pour prévoir les performances de forage d'un second puits de forage choisi; - l'étape consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à choisir un contexte de forage critique pour simuler la performance de forage du dispositif de forage; - l'étape consistant à simuler la performance du dispositif de forage dans le contexte de forage critique desdits au moins trois puits de limite; - les étapes consistant à: commencer le forage du puits choisi à l'aide d'un dispositif de forage choisi; obtenir les diagraphies et les données de forage provenant du forage du puits choisi en temps réel; synthétiser les diagraphie et les données de forage nouvellement obtenues avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; et choisir au moins un contexte de forage modifié pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance d'un dispositif de forage dans ledit au moins un contexte de forage modifié. Dans un autre aspect, nous présentons un procédé qui permet d'optimiser un ou plusieurs paramètres de forage qui sont utilisés pour forer un puits choisi à l'aide d'un dispositif de forage choisi. Ce procédé comprend les étape consistant à : obtenir les diagraphies et les données de forage d'au 5 moins trois puits de limite associés au puits de forage choisi; synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; évaluer les données synthétisées dans une pluralité de 10 contextes de forage; choisir au moins un contexte de forage pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance du dispositif de forage dans au moins un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite en utilisant une première valeur de paramètre de forage; simuler la performance du dispositif de forage dans au moins un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite en utilisant une seconde valeur de paramètre de forage; et comparer la performance simulée du dispositif de forage en utilisant le premier paramètre de forage et en utilisant le second paramètre de forage. Les modes de réalisation du procédé ci-dessus peuvent comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes: - la première valeur de paramètre de forage et la seconde valeur de paramètre de forage constituent une première valeur de poids sur l'outil et une seconde valeur de poids sur l'outil; - la première valeur de paramètre de forage et la seconde valeur de paramètre de forage constituent une première valeur de régime (tr/mn) et une seconde valeur de régime; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données de résistance de la roche; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle de 5 résistance de roche choisi; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données de plasticité ; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle de plasticité choisi; - l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données d'abrasivité ; - le contexte de forage choisi comprend un intervalle d'abrasivité ; - le contexte de forage choisi comprend un type de 15 formation choisi; - l'étape consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à identifier au moins une tendance de champ; une tendance de champ comprend en outre des variations 20 de lithologie; une tendance de champ comprend en outre des variations de propriétés mécaniques; - une tendance de champ comprend des variations de profondeur de formation; - une tendance de champ comprend des variations d'épaisseur de formation; - les étapes consistant à : simuler la performance d'un dispositif de forage en utilisant lesdits au moins deux paramètres de forage dans 30 ledit au moins un contexte de forage choisi; choisir un paramètre de forage; forer le puits choisi en utilisant le paramètre de forage choisi; obtenir les diagraphies et les données de forage du puits foré choisi; et synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant du puits foré et les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; - l'étape consistant à synthétiser les données de lithologie comprend en outre l'étape consistant à choisir un contexte de forage critique pour simuler la performance de forage du dispositif de forage; - l'étape consistant à simuler la performance du dispositif de forage choisi dans le contexte critique choisi en utilisant les paramètres de forage choisis dans le contexte de forage critique desdits au moins trois puits de limite; - les étapes consistant à : commencer le forage du puits choisi en utilisant les paramètres de forage choisis; obtenir les diagraphies et les données de forage provenant du forage du puits choisi en temps réel; synthétiser les diagraphie et les données de forage nouvellement obtenues avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; et choisir au moins un contexte de forage modifié pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance de forage en utilisant les paramètres de forage choisis et les paramètres de forage modifiés dans ledit au moins un contexte de forage modifié. Dans un autre aspect, un système permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage destiné à forer un puits choisi comprend un module d'analyse de diagraphie ayant des capacités d'évaluation des propriétés mécaniques, un module de synthèse de champ, un module d'analyse de contexte, et un module de simulation de forage. Le module d'analyse de diagraphie reçoit les diagraphies provenant de trois puits de limite ou plus situés à proximité du puits de forage choisi. Le module de synthèse de champ synthétise alors les diagraphies desdits au moins trois puits de limite. Le module d'analyse de contexte de forage divise la lithologie et le profil de puits prévus du puits de forage choisi en plusieurs contextes de forage. Le module de simulation simule ensuite la performance d'un dispositif de forage ou paramètre de forage choisi dans les contextes de forage choisis des puits de limite. Dans un autre aspect, un système permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage pour forer un puits choisi comprenant. un module d'entrée utilisable pour recevoir les diagraphies et les données de forage provenant d'au moins trois puits de limite associés au puits de forage choisi; un module de synthèse de champ utilisable pour synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; un module d'analyse de contexte utilisable pour diviser 20 les données de champ synthétisées en une pluralité de contextes de forage choisis; et un module de simulation utilisable pour simuler la performance du dispositif de forage dans lesdits au moins trois puits de limite dans ledit au moins un contexte de forage choisi. Les modes de réalisation du système ci-dessus peuvent comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes: - le module d'entrée comprend en outre: un module d'analyse de diagraphie utilisable pour traiter 30 la diagraphie; et un module de propriétés mécaniques utilisable pour déterminer les propriétés mécaniques desdits au moins trois puits de limite, - le module de simulation utilisable pour simuler la performance du dispositif de forage dans lesdits au moins trois puits de limite dans un contexte de forage critique choisi. La présente description comprend plusieurs avantages techniques importants. Un avantage technique important est la synthèse des diagraphies des trois puits de limite ou plus. Cette synthèse permet de déterminer quel contexte de forage est le meilleur pour l'optimisation d'un dispositif de forage ou d'un paramètre de forage, notamment dans des champs qui présentent des variations importantes de lithologie et de propriétés mécaniques. Un autre avantage technique important est la séparation de la lithologie et du profil du puits qu'on a choisi de forer en plusieurs contextes de forage. Cette séparation permet d'effectuer une analyse détaillée dans des contextes de forage qui sont susceptibles d'être critiques pour les performances globales du puits de forage choisi. D'autres avantages de la présente invention ressortiront plus clairement pour l'homme du métier à la lecture de la description des illustrations et des revendications ci-après. Les présents modes de réalisation et leurs avantages ressortiront plus clairement à la lecture de la description ci-après, référence faite aux dessins, sur lesquels des repères identiques indiquent des caractéristiques identiques, et sur lesquels: la figure 1 représente un système de forage selon les enseignements de la présente description; la figure 2 est un schéma montrant les emplacements de plusieurs puits au sein d'un même champ; la figure 3 est un tableau présentant des informations de forage et des informations de formation et de propriétés mécaniques concernant plusieurs puits forés dans un même champ; la figure 4 est un graphique montrant des variations de conditions de forage pour différents puits dans un même champ permettant d'identifier et d'analyser des contextes de forage selon les enseignements de la présente description; la figure 5 présente un schéma de traitement d'un procédé permettant de simuler la performance de forage à l'aide de données de puits de limite synthétisées; la figure 6 est un schéma de traitement montrant un procédé permettant d'optimiser la performance de forage selon 10 la présente description; la figure 7 montre la performance de plusieurs outils de forage différents pour des opérations de forage dans un contexte de forage choisi; la figure 8 montre les variations des paramètres de 15 forage utilisés pour forer une série de puits dans un champ dans un contexte de forage choisi; la figure 9 montre la performance de trois outils de forage dans un second contexte de forage choisi dans un champ; la figure 10 montre une analyse de performance pour plusieurs puits utilisant les enseignements de la présente description dans un contexte de forage critique choisi; et la figure 11 est un schéma d'un système permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage selon les enseignements de la présente description. Les modes de réalisation préférés et leurs avantages ressortiront plus clairement référence faite aux figures 1 à 10 sur lesquelles des repères identiques servent à indiquer des pièces identiques et correspondantes. Si nous nous référons maintenant à la figure 1, un système de forage globalement représenté par 10 comprend un appareil de forage 12 disposé au-dessus d'un trou de forage 14. Un outil de diagraphie 16 est porté par une réduction 18, généralement une masse-tige, intégrée dans un train de tiges 2869067 13 et disposée à l'intérieur du trou de forage 14. Un outil de forage 22 se trouve à l'extrémité inférieure du train de tiges 20 et creuse un trou de forage dans des formations rocheuses 24. La boue de forage 26 est pompée à partir d'un bac de stockage de boue 28 situé près de la tête de puits 30, descend par un passage axial (non expressément représenté) à travers le train de tiges 20, passe par des orifices dans l'outil de forage 22 et retourne à la surface en traversant la région annulaire 32. Un tubage métallique 34 est positionné dans le trou de forage 14 au-dessus de l'outil de forage 22 pour maintenir l'intégrité d'une partie supérieure du trou de forage 14. Le système de forage 10 comprend également des matériels tels qu'un moteur de fond 70, un moteur d'entraînement supérieur 72 et un moteur de table de rotation 74 destinés à entraîner le système. La région annulaire 32 se situe entre le train de tiges 20, la réduction 18 et les parois latérales 36 du trou de forage 14 et forme le circuit de retour de la boue de forage. La boue est pompée à partir du bac de stockage 28 situé près de la tête de puits 30 par le système de pompage 38. La boue passe par une conduite d'acheminement des boues 40 qui est couplée à un passage central s'étendant sur toute la longueur du train de tiges 20. La boue de forage pompée descend le long du train de tiges 20 et sort dans le trou de forage 14 en passant par des orifices de l'outil de forage 22 qui servent à refroidir et lubrifier l'outil et à remonter à la surface les déblais de formation produits pendant l'opération de forage. Une conduite d'évacuation des liquides 42 est reliée au passage annulaire 32 au niveau de la tête de puits pour diriger le flux de retour de la boue depuis le trou de forage 14 jusqu'au bac à boue 28. La boue de forage est généralement prise en charge et traitée par différents dispositifs (non expressément représentés) tels que des unités de dégazage et des réservoirs de circulation pour conserver à la boue une viscosité et une consistance présélectionnées. L'outil ou instrument de diagraphie 16 peut être un quelconque instrument de diagraphie traditionnel, notamment acoustique (parfois appelé sonique), à neutrons, à rayons gamma, à densité, photoélectrique, à résonance magnétique nucléaire, ou tout autre instrument traditionnel de diagraphie, ou toutes combinaisons de ceux-ci pouvant servir à mesurer la lithologie ou la porosité des formations situées autour d'un trou de forage sous terre. Du fait que l'instrument de diagraphie est intégré au train de tiges 20, le système est considéré comme un système de mesure en cours de forage (MWD) qui enregistre des données alors que le processus de forage est en cours. Les diagraphies peuvent être stockées dans un enregistreur conventionnel en fond de trou auquel on peut accéder de la surface lorsque le train de tiges 20 est remonté, ou elles peuvent être transmises à la surface par télémétrie, notamment par des systèmes classiques de télémesure d'impulsions des boues. Dans les deux cas, les diagraphies de l'instrument de diagraphie 16 sont transmises au processeur 44 afin d'être traitées pour être exploitées selon les modes de réalisation de la présente description. Dans d'autres modes de réalisation, outre les instruments de MWD décrits ci-dessus, des instruments de diagraphie par câble peuvent également être utilisés. Pour les instruments à câble, un camion pour câble (non représenté) est généralement situé à la surface du trou de forage. Un instrument de diagraphie à câble est suspendu dans le trou de forage par un câble de diagraphie qui passe dans une poulie et un manchon de mesure de profondeur. Au fur et à mesure que l'instrument de diagraphie traverse le trou de forage, il enregistre la formation entourant le trou de forage en fonction de la profondeur. La diagraphie est alors transmise par le câble de diagraphie à un processeur (tel que le processeur 44) situé au niveau du camion de diagraphie ou à proximité de celui-ci, afin de traiter la diagraphie de manière appropriée pour qu'elle soit exploitée par les instruments décrits ici. Comme pour les systèmes MWD, les instruments à câble peuvent comprendre tout instrument de diagraphie traditionnel pouvant servir à mesurer la lithologie et/ou la porosité des formations entourant un trou de forage sous terre, notamment acoustique, à neutrons, à rayons gamma, à densité, photoélectrique, à résonance magnétique nucléaire, ou tout autre instrument traditionnel de diagraphie ou combinaison de ceux-ci pouvant servir à mesurer la lithologie. Dans le présent mode de réalisation, nous présentons un dispositif 50 conçu de préférence pour optimiser la performance du système de forage 10 destiné à forer un puits choisi dans une formation donnée 24. Dans le présent mode de réalisation préféré, le système de prévision de forage 50 est situé à distance de l'appareil de forage 12. Les données provenant de l'appareil de forage 12 et d'autres puits de limite peuvent être transmises au système 50 via une liaison en réseau ou peuvent être physiquement téléchargées via un support d'enregistrement tel qu'une disquette, un cédérom ou similaires. Le dispositif de prévision 50 peut comprendre des quelconques modèles adaptés de géologie et de simulation de mécanique de forage, et comprend en outre les modes d'optimisation et de prévision de fonctionnement présentés ci-après. Le dispositif de prévision 50 comprend en outre un dispositif 52 (ci-après appelé "système de traitement") qui peut comprendre un quelconque ordinateur, unité de contrôle ou système de traitement de données adapté disponible dans le commerce, étant en outre programmé pour exécuter le procédé et système décrits ici. Dans un mode de réalisation préféré, les diagraphies de limite reçues par le système de traitement qui sont associées au trou de forage 14 et les autres données provenant de puits de limite peuvent comprendre, par exemple, des diagraphies qui intègrent des données de diamétrage, de rayonnement gamma, de spectre de rayon gamma, de résistivité, de potentiel spontané, soniques, de neutrons et densité, photoélectriques, et par RMN. Les diagraphies peuvent en outre inclure des études de déviation, des coordonnées UTM, et des informations provenant d'analyses des boues comprenant des informations sur la géologie et sur les sommets des formations. Les diagraphies des puits de limite peuvent en outre comprendre des données de forage telles que: des données de performance d'outil, des dossiers des outils, et des paramètres de forage tels que la vitesse d'avancement (VA), le poids sur l'outil (PO), le régime (tr/mn), le couple, la vitesse de circulation. Les données de forage peuvent également comprendre la pression de la colonne montante, les gaz, et le poids des boues. Le système de traitement 52 comprend au moins une entrée permettant de recevoir des informations d'entrée (notamment, par exemple, les diagraphies décrites ci-dessus) et/ou des commandes émanant d'un quelconque périphérique d'entrée adapté 58, ou de plusieurs. Le périphérique d'entrée 58 peut comprendre un clavier, un clavier numérique, un pointeur ou similaires. Le périphérique d'entrée 58 peut en outre comprendre une interface de réseau ou autre interface de communication permettant de recevoir les informations d'entrée d'un ordinateur ou base de données distants. Les périphériques d'entrée peuvent servir à entrer des spécifications d'un matériel de forage proposé ou des paramètres de forage devant être utilisés dans une simulation de forage d'un nouveau puits. Le système de traitement 52 comprend également au moins une sortie 66 permettant d'émettre des signaux d'information de sortie. Dans le présent mode de réalisation, les signaux de sortie peuvent également être transmis à un périphérique d'affichage 60, via une ligne de communication 54, destiné à produire un affichage des informations contenues dans lessignaux de sortie. Les signaux de sortie peuvent également être transmis à un périphérique d'impression 62, via la ligne de communication 56, destiné à produire une impression 64 des informations contenues dans les signaux de sortie. Le système de traitement 52 est programmé, de préférence, pour exécuter les fonctions décrites dans le présent document à l'aide des techniques de programmation connues de l'homme du métier. Dans un mode de réalisation préféré, le système de traitement 52 comprend de préférence un support lisible par un ordinateur ayant des instructions exécutables enregistrées sur ledit support pour exécuter les étapes décrites dans le présent document. Le système de traitement peut intégrer une plateforme informatique du commerce, telle que les plateformes Openworks ou Insite commercialisées par la société Halliburton, ou une quelconque autre plateforme informatique adaptée. Dans certains modes de réalisation, le système de traitement peut intégrer différents modules permettant d'effectuer les différentes étapes ou procédés décrits sur la figure 11 du présent document. Dans le présent mode de réalisation, le système de traitement 52 sert à synthétiser les diagraphies provenant de plusieurs puits de limite. La performance de forage du puits de forage choisi est synthétisée en recueillant tout d'abord les données provenant des puits de limite. Les données sont de préférence choisies pour être significatives pour le développement ultérieur du champ. Sont ensuite évaluées la lithologie, la porosité, les propriétés mécaniques. Ensuite, des études statistiques sont menées sur plusieurs puits afin de déterminer les tendances géologiques du champ. Les tendances de champ peuvent comprendre des variations de lithologie, de propriétés mécaniques, d'épaisseur, de profondeur de formation, et de pendage en fonction de l'emplacement du puits. Les études statistiques peuvent comprendre, par exemple: des moyennes, des histogrammes d'évaluation de dispersion, des coupes transversales, des pointés pour étudier la corrélation entre un jeu de paramètres, et des cartographies. Cette synthèse de champ est analogue au processus de synthèse de champ couramment appliqué à l'évaluation de réservoir. Cette évaluation, cependant, a été jusqu'à maintenant limitée à l'analyse des propriétés pétrophysiques telles que la saturation, la porosité, et la perméabilité. A contrario, la synthèse de champ dirigée par le système de traitement 52 analyse les données provenant des puits de limite en utilisant des données, caractéristiques et paramètres de formation et de forage susceptibles d'être critiques en terme de performance de forage. Dans des modes de réalisation préférés, les performances de l'outil sont analysées en fonction des propriétés détaillées de formation et en fonction des propriétés physiques du puits, telles que le diamètre, la déviation et la direction, souvent appelées "profil de puits". Les données de champ synthétisées tiennent compte, de préférence, des variations de lithologie et d'épaisseur de formation qui peuvent être déterminées à partir des variations entre les différents puits de limite. Ce point est particulièrement avantageux dans des champs qui présentent des variations significatives de lithologie, de propriétés mécaniques et d'épaisseur de formation. En outre, le système de traitement 52 peut servir à diviser les données des puits limite en plusieurs contextes de forage. Un contexte de forage peut, dans le cadre de la présente description, comprendre des contextes géologiques et des profils de puits. Dans le cadre de la présente description, un contexte géologique peut comprendre un quelconque environnement de forage défini de manière discrète. Par exemple, un contexte géologique peut comprendre des parties d'un environnement de forage qui présentent une résistance de roche d'un intervalle donné (par exemple, qui présentent une résistance de roche située entre 15 Kpsi et 40 Kpsi). Dans d'autres modes de réalisation, les contextes géologiques peuvent comprendre des environnements de forage définis par le type de formation, la plasticité, la porosité, ou l'abrasivité. Dans un mode de réalisation, les contextes géologiques peuvent être modifiés sélectivement par un utilisateur ou un opérateur du système. Dans d'autres modes de réalisation, les contextes de forage peuvent constituer des plages normalisées de différents environnements de forage. Ainsi, le système de traitement 52 permet à un utilisateur d'analyser les données de champ synthétisées pour déterminer si un contexte particulier est susceptible d'avoir une incidence sur la performance de forage. L'objectif du processus de synthèse de champ est de définir et d'évaluer le principal contexte de forage qui sera utilisé pour l'étape suivante de simulation et d'optimisation du forage. Un contexte de forage qui a été déterminé comme ayant une influence critique sur la performance de forage peut être appelé, dans le présent document, contexte critique. Le système de traitement 52 peut également servir à simuler le forage d'un puits de limite ou à analyser les diagraphies à l'aide d'un modèle de simulation ou d'une technique d'analyse adaptés. Par exemple, le système de traitement 52 peut intégrer un modèle de lithologie tel que celui décrit dans le Brevet US N 6 044 327, publié le 28 mars 2000, intitulé "METHOD AND SYSTEM FOR QUANTIFYING THE LITHOLOGIC COMPOSITION OF FORMATIONS SURROUNDING EARCH BOREHOLES" et cité ici en référence. Le système de traitement 52 peut également intégrer un modèle de résistance de roche tel que celui décrit dans le Brevet US N 5 767 399, publié le 16 juin 1998, intitulé "METHOD OF ASSAYING COMPRESSIVE STRENGTH OF ROCK" et cité ici en référence. En outre, le système de traitement 52 peut également intégrer un modèle de plasticité tel que celui décrit dans le Brevet US N 6 052 649, publié le 18 avril 2000, intitulé "METHOD AND SYSTEM FOR QUANTIFYING SHALE PLASTICITY FROM WELL LOGS" et cité ici en référence. Le système de traitement 52 peut également intégrer un modèle de rendement mécanique tel que celui décrit dans le Brevet US N 6 131 673, publié le 17 avril 2000, intitulé "METHOD OF ASSAYING DOWNHOLE OCCURRRENCES AND CONDITIONS" et cité ici en référence. Pour réaliser les simulations, le système de traitement 52 peut également intégrer un modèle d'usure d'outil tel que celui décrit dans le Brevet US N 5 794 720, publié le 18 août 1998, intitulé " METHOD OF ASSAYING DOWNHOLE OCCURRRENCES AND CONDITIONS" et cité ici en référence. Le système de traitement 52 peut également intégrer un modèle de vitesse d'avancement tel que celui décrit dans le Brevet US N 5 704 436, publié le 16 janvier 1998, intitulé "METHOD OF REGULATING DRILLING CONDITIONS APPLIED TO A WELL BIT" et cité ici en référence. Dans un mode de réalisation préféré, après identification d'un contexte de forage intéressant, une simulation du forage des puits de limite est effectuée à l'aide de différents dispositifs de forage ou paramètres de forage. Les simulations suivantes peuvent ensuite être effectuées en variant les paramètres des dispositifs de forage ou en utilisant des paramètres de forage modifiés. Par exemple, pour simuler la performance d'un outil de forage, les paramètres de conception 2869067 21 de l'outil de forage tels que le nombre de lames, le type de taillant, le profil de l'outil, la pente accentuée, la pente atténuée, la pente de frottement, l'exposant d'usure, le fonctionnement maximal, la zone de contact initiale, et la zone de contact finale peuvent être ajustés de manière sélective et comparés aux performances simulées d'autres outils de forage. Ces simulations sont réalisées de préférence par le système de traitement 52 pour un contexte de forage choisi. Dans des modes de réalisation particulièrement préférés, cette simulation peut être réalisée pour un ou plusieurs contextes de forage ayant été sélectionnés comme contexte de forage critique. Comme nous l'indiquons ici, les opérations de simulation réalisées par le système de traitement 52 pour une série donnée de puits de limite peuvent être réalisées par rapport à plusieurs dispositifs de forage, tels que plusieurs outils de forage. Dans d'autres modes de réalisation, les simulations réalisées par le système de traitement peuvent être réalisées pour un dispositif de forage choisi, à l'aide de différents paramètres de forage tels que différentes valeurs de poids sur l'outil (PO) et de régime (tr/mn). Dans d'autres modes de réalisation encore, une simulation peut être réalisée pour un dispositif de forage choisi tel qu'un outil de forage ou un trépan choisi. Les résultats de la simulation peuvent ensuite être analysés et les attributs de l'outil (tels que le profil de l'outil, le nombre de taillants, la dimension des taillants et autres paramètres adaptés) peuvent être modifiés. La performance de l'outil de forage modifié peut alors être simulée et comparée aux performances de l'outil initial. Si nous nous référons maintenant à la figure 2, celle-ci illustre un champ de forage 100. Dans cette illustration, le champ de forage 100 comporte des puits 1 à 14 forés dans ce champ. Dans le présent exemple de réalisation, le champ de forage 100 comporte des variations dans les formations géologiques et des variations dans l'épaisseur et les propriétés mécaniques de ces formations et des variations dans les profils des puits. Si nous nous référons maintenant à la figure 3, celle-ci présente un tableau 105 montrant des informations géologiques et de forage concernant les puits 4 à 10. La colonne 110 du tableau indique le numéro de puits 120, le nom de l'outil de forage 122, et des informations sur la profondeur 124 (à la fois les valeurs de la profondeur mesurée (MD) et de la profondeur verticale effective (TVD)). La colonne 112 du tableau 105 présente les moyennes globales de résistance à la compression (RC) de la roche 126, de vitesse d'avancement (VA) 128, de poids sur l'outil (PO) 130, et de régime 132. Dans le présent mode de réalisation, la colonne 114 du tableau 105 présente des informations de forage pour un contexte géologique particulier du présent puits de forage. Pour cet exemple, le contexte géologique dans lequel la résistance à la compression est située entre 15 et 40 Kpsi a été jugé intéressant. Ainsi, les données de chaque puits dans le contexte choisi sont présentées dans la colonne 114, comprenant l'épaisseur nette 134 du contexte géologique, la valeur de net/brut 135, la vitesse d'avancement 136, le poids sur l'outil 138, et le régime 140. La valeur du net/brut 135 représente le rapport de l'épaisseur totale dans le contexte de forage considéré. Le tableau comporte également, dans la colonne 116, des données concernant chaque puits dans un contexte calcaire. La colonne 116 présente une valeur d'épaisseur nette 142 et une valeur de résistance à la compression du contexte calcaire de chaque puits. Enfin, la colonne 118 indique la déviation de chaque puits. La déviation peut être prise en compte du fait que les propriétés mécaniques varient souvent en fonction de cette déviation. En outre, les valeurs de déviation seront de préférence prises en compte lors de la définition du profil de puits comme décrit ci-dessus. Comme indiqué sur le tableau 105, l'épaisseur du contexte à 15-40 Kpsi et les performances de forage dans ledit contexte varient considérablement entre les puits, aussi bien en terme d'épaisseur nette 134 qu'en terme de pourcentage par rapport à la profondeur totale du puits 114. La figure 4 est une représentation géographique 150 de la profondeur totale 152 par rapport à l'épaisseur dans le contexte géologique choisi (résistance à la compression située entre 15 et 40 Kpsi) 154 des puits 156. Comme l'indique le graphique 150, la profondeur absolue 152 ainsi que l'épaisseur du contexte géologique qui nous intéresse 154 varient d'un puits à l'autre. Si nous nous référons maintenant à la figure 5, un schéma de traitement globalement représenté par 200 présente un procédé selon la présente invention. Le procédé commence 208 par la collecte 210 des diagraphies en provenance des puits de limite. Dans le présent mode de réalisation, les diagraphies des puits de limite doivent être obtenues pour au moins trois puits de limite qui sont situés à proximité de l'emplacement du nouveau puits que l'on souhaite forer. Dans certains modes de réalisation, les diagraphies provenant d'entre six et douze puits de limite peuvent être obtenues et prises en compte dans le procédé décrit ici. Dans le cadre de la présente description, un puits de limite peut être considéré comme étant un quelconque puits situé dans le même champ que le puits que l'on souhaite forer, et dont la lithologie et les données de forage peuvent servir (en conjonction avec des informations provenant d'autres puits de limite) à prévoir la performance de forage du nouveau puits devant être foré. Les propriétés mécaniques, ici la résistance de la roche, des formations des trois puits de limite ou plus sont ensuite évaluées 212. L'évaluation de la résistance de la roche peut être réalisée à l'aide d'un modèle de résistance de la roche tel que celui décrit dans le Brevet US N 5 767 399 ou un quelconque autre modèle adapté de résistance de roche. Les données de résistance de la roche provenant des puits de limite sont ensuite synthétisées 214. Cette étape peut également prendre le nom d'étape de synthèse de champ. Les données de champ synthétisées sont ensuite analysées et un ou plusieurs contextes de forage sont choisis. La performance d'un dispositif de forage (ou de plusieurs dispositifs de forage) avec un ou plusieurs paramètres de forage sont ensuite simulées pour le ou les contextes de forage choisis 216. Dans le présent exemple de réalisation, une simulation est effectuée pour le dispositif de forage choisi avec des paramètres de forage précisés pour chacun des différents puits de limite. Cette simulation se limite à une simulation dans le contexte de forage choisi. A l'issue de la simulation, la performance des différents dispositifs de forage ou paramètres de forage est analysée et la conception du dispositif de forage (ici un outil de forage à taillant fixe) est modifiée à l'aide des utilitaires de conception de forage 220. Dans certains modes de réalisation, les utilitaires de conception de forage peuvent être associés à un ingénieur concepteur d'application ou un autre opérateur pour faciliter les modifications de conception de l'outil de forage. La performance du dispositif de forage peut alors être simulée pour le puits de forage désiré et comparée au dispositif de forage initial ou non modifié. Le processus peut se répéter jusqu'à ce qu'un outil de forage optimisé soit identifié. Ce dispositif ou paramètre de forage optimisé est alors recommandé 222 et le procédé prend fin 224 jusqu'à ce que le puits de forage souhaité soit foré et que l'on souhaite forer un puits suivant dans le champ. Dans un mode de réalisation préféré, lors du forage du nouveau puits, les diagraphies de ce nouveau puits peuvent être analysées en temps réel. Cette analyse en temps réel peut comporter l'étape consistant à comparer la performance réelle du dispositif de forage à la performance prévue du dispositif de forage. La performance prévue du dispositif de forage est déterminée de préférence préalablement, à l'aide d'un pronostic du nouveau puits. Le profil du puits de forage comprend généralement la géologie prévue de ce puits. Au fur et à mesure du forage du nouveau puits, la performance du dispositif de forage choisi utilisant le paramètre de forage choisi peut être comparée à la performance attendue de la partie du puits qui a été forée. Si la performance réelle s'écarte de manière significative de la performance prévue, les données de forage réelles peuvent être synthétisées à nouveau avec les données existantes des puits de limite pour déterminer s'il convient de modifier le choix du dispositif de forage ou des paramètres de forage pour optimiser le forage du puits. Dans de nombreux cas, il peut s'avérer nécessaire de réévaluer le choix du contexte critique pour le nouveau puits de forage. Dans certains modes de réalisation, la simulation 216 des performances de forage est réalisée pour plusieurs dispositifs de forage tels que plusieurs outils de forage. Dans d'autres modes de réalisation, l'étape de simulation de forage 216 est réalisée pour un dispositif de forage donné ou choisi en utilisant plusieurs paramètres de forage différents, notamment le poids sur l'outil et le régime. La figure 6 est un schéma de fonctionnement qui présente un procédé commençant à l'étape 300 permettant de synthétiser les données provenant de plusieurs puits de limite afin d'optimiser le dispositif de forage et les paramètres de forage d'un puits choisi. Initialement, les diagraphies sont obtenues à partir d'au moins trois puits de limite 310, 312 et 314. Dans d'autres modes de réalisation et dans les modes de réalisation suivants, les données provenant de puits supplémentaires peuvent de préférence être prises en compte. Les diagraphies des puits de limite sont ensuite de préférence synthétisées 316, comme décrit ci-dessus. Les données de champ synthétisées sont ensuite divisées en différents contextes de forage 318 destinés à être analysés. Ces différents contextes de forage sont ensuite analysés et le contexte (ou les contextes) de forage critique est choisi 322. A l'issue du choix d'un ou plusieurs contextes de forage critiques, des simulations 324 et 326 de différents dispositifs de forage ou paramètres de forage choisis sont réalisées dans le ou les contextes de forage critiques des puits de limite. Des simulations supplémentaires (en l'occurrence, pour des dispositifs ou paramètres de forage supplémentaires) peuvent également être réalisées. La performance de forage simulée est ensuite analysée pour choisir un dispositif de forage ou des paramètres de forage optimisés 328. A l'issue du choix d'un dispositif de forage optimisé, on détermine si la performance de forage du nouveau puits doit être optimisée en temps réel. Si c'est le cas, pendant le forage du nouveau puits, la performance de forage réelle peut être comparée à la performance de forage prévue du nouveau puits. Si la performance de forage réelle s'écarte de manière significative (de manière négative) de la performance prévue, l'évaluation et le choix des contextes de forage peuvent être remis en question. Il peut alors s'avérer nécessaire d'intégrer les données de forage qui sont obtenues en temps réel ou sensiblement en temps réel pendant le forage du nouveau puits (comme dans les étapes 300 et 332 ci-dessous) dans l'analyse de champ et d'utiliser les données nouvellement obtenues pour procéder à une nouvelle itération du présent procédé. Si l'optimisation en temps réel est déclinée, le puits est foré 330 et les diagraphies appropriées sont collectées 332. Si des puits supplémentaires doivent être forés dans le champ 334, les diagraphies sont intégrées aux diagraphies existantes 310, 312 et 314 pour mettre à jour et optimiser le choix du dispositif de forage et des paramètres de forage du nouveau puits. Autrement, le procédé prend fin 336. La figure 7 présente une comparaison graphique 400 de plusieurs outils de forage dans un contexte géologique de résistance de roche allant de 15 à 40 Kpsi. L'analyse du présent exemple montre le rapport entre la vitesse d'avancement d'un outil de forage à taillant fixe à neuf lames 402, d'un outil de forage à taillant fixe à sept lames 404, et d'un outil de forage à taillant fixe à six lames 406, par rapport à celle d'un outil de forage à taillant fixe à huit lames. Comme le montre le présent exemple de réalisation, dans chacun des puits présentés 408 l'outil à six lames 406 est prévu pour avoir une vitesse d'avancement qui est supérieure à celle de l'outil à 7 lames 404. L'outil à sept lames 404 est à son tour supérieur à l'outil à neuf lames 402. La figure 8 est une représentation graphique 420 des valeurs de poids sur l'outil et de régime dans le contexte de 15 à 40 Kpsi, qui ont été utilisées dans le forage des puits 408. Comme indiqué, lors du forage effectif des puits 408, les valeurs de poids sur l'outil 422 et de régime 424 n'ont pas été constantes lors du forage des puits. La figure 9 présente une comparaison graphique 430 de plusieurs outils de forage dans un contexte géologique de résistance de roche allant de 0 à 15 Kpsi. L'analyse du présent exemple montre le rapport entre la vitesse d'avancement d'un outil de forage à taillant fixe à neuf lames 402, d'un outil de forage à taillant fixe à sept lames 404, et d'un outil de forage à taillant fixe à six lames 406, par rapport à celle d'un outil de forage à taillant fixe à huit lames. Comme le montre le présent exemple de réalisation (et de manière similaire au mode de réalisation de la figure 7), dans chacun des puits présentés 408 l'outil à six lames 406 est prévu pour avoir une vitesse d'avancement supérieure à celle de l'outil à 7 lames 404. En outre, l'outil à sept lames 404 est prévu pour être supérieur à l'outil à neuf lames 402. La figure 10 est une représentation graphique 500 d'un exemple d'optimisation de champ. Le graphique 500 montre l'épaisseur nette du contexte critique choisi, ici, la partie de chaque puits ayant une résistance de roche allant de 15 à 40 Kpsi. Le graphique 500 montre également la performance optimisée prévue pour un outil de forage à taillant fixe à six lames et pour un outil de forage à taillant fixe à sept lames ainsi que la performance réelle (VA réelle) de chaque outil de forage ayant été utilisé pour forer chaque puits. Le premier puits illustré (puits 7) a été foré avec un outil à six lames. Le puits 8 et le puits 9 ont ensuite été forés avec un outil à sept lames, et à partir de ce moment l'écart entre la performance de forage réelle et la performance de forage optimisée de l'outil à sept lames ou de l'outil à six lames a diminué. Cet écart de performance diminue encore lorsque le puits 10 est foré avec un outil à six lames. Comme démontré, le procédé de synthèse de champ permettant d'optimiser les opérations de forage donne une courbe d'apprentissage bien plus rapide et plus accentuée que les procédés existants. La figure ll est un système de traitement 600 permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage destiné à forer un puits choisi. Le système de traitement 600 comprend une mémoire 602 qui peut servir à enregistrer des diagraphies ou autres données de lithologie provenant des puits de limites et transmises au module d'entrée de données 604. Le système de traitement 600 comprend également un module d'analyse de diagraphie 605, un module d'évaluation des propriétés mécaniques 606, un module de synthèse de champ 608, un module d'analyse de contexte de forage 610, et un module de simulation de forage 612. L'analyse de diagraphie 605 traite les diagraphies des puits. Le module d'évaluation des propriétés mécaniques 606 sert à déterminer les caractéristiques des puits de limite à partir des données reçues des puits de limite, telles que la résistance, l'abrasivité, la plasticité. Le module de synthèse de champ 608 synthétise les diagraphies provenant de plusieurs puits de limites comme décrit ci-dessus. Le module d'analyse de contexte de forage 610 divise les puits de limite en plusieurs contextes de forage pour faciliter l'identification d'un ou plusieurs contextes de forage critiques. Le module de simulation 612 sert à simuler la performance d'un ou plusieurs dispositifs de forage choisis dans ledit au moins un contexte de forage choisi. Bien entendu, l'invention n'est pas limitée aux exemples de réalisation ci-dessus décrits et représentés, à partir desquels on pourra prévoir d'autres modes et d'autres formes de réalisation, sans pour autant sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage pour forer un puits choisi, caractérisé en ce qu'il comprend les étapes consistant à : obtenir (en 310, 312, 314) les diagraphies et les données 5 de forage d'au moins trois puits de limite associés au puits de forage choisi; synthétiser (en 316) les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; évaluer les données de champ synthétisées dans une pluralité de contextes de forage; choisir (en 322) au moins un contexte de forage pour prévoir la performance de forage; et simuler (en 324, 326) la performance d'un dispositif de forage dans ledit au moins un contexte de forage choisi; 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le dispositif de forage comprend un outil de forage. 3. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre les étapes consistant à : simuler (en 324) la performance d'un premier outil de 20 forage dans un contexte de forage choisi; simuler (en 326) la performance d'un second outil de forage dans le contexte de forage choisi; et comparer la performance simulée du premier outil de forage et la performance simulée du second outil de forage 25 dans le contexte de forage choisi; 4. Procédé selon la revendication 3, comprenant en outre les étapes consistant à : simuler (en 324, 326) la performance d'une pluralité d'outils de forage dans le contexte de forage choisi; et comparer les performances simulées de la pluralité d'outils de forage dans le contexte de forage choisi. 5. Procédé selon la revendication 2, comprenant en outre les étapes consistant à : simuler la performance d'un premier outil de forage dans un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits 5 de limite; modifier au moins un paramètre de conception du premier outil de forage; et simuler la performance de l'outil de forage modifié dans le contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits 10 de limite. 6. Procédé selon la revendication 5, comprenant en outre ledit au moins un paramètre de conception choisi dans le groupe composé des éléments suivants: nombre de lames, type de taillant, profil de l'outil, pente accentuée, pente atténuée, pente de frottement, exposant d'usure, fonctionnement maximal, zone de contact initiale, et zone de contact finale. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données de résistance de la roche. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un intervalle de résistance de roche choisi. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données de plasticité. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 30 précédentes, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un intervalle de plasticité choisi. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour déterminer des données d'abrasivité. 12. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le contexte de forage choisi comprend 5 un intervalle d'abrasivité choisi. 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les diagraphies et les données de forage comprennent une pluralité de types de formation. 14. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un type de formation choisi. 15. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'étape (316) consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à identifier au moins une tendance de champ. 16. Procédé selon la revendication 15, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend en outre des variations de lithologie. 17. Procédé selon la revendication 15 ou 16, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend en outre des variations de propriétés mécaniques. 18. Procédé selon la revendication 15, 16 ou 17, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend des 25 variations de profondeur de formation. 19. Procédé selon l'une quelconque des revendications 16 à 18, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend des variations d'épaisseur de formation. 20. Procédé selon la revendication 1, comprenant en 30 outre les étapes consistant à : simuler (en 324, 326) la performance d'au moins deux dispositifs de forage dans ledit au moins un contexte de forage choisi desdits au moins trois puits de limite; 2869067 33 choisir un dispositif de forage; forer (en 330) le puits choisi à l'aide du dispositif de forage choisi; obtenir (en 332) les données de lithologie du puits foré 5 choisi; et synthétiser les données de lithologie provenant du puits foré choisi avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite pour prévoir les performances de forage d'un second puits de forage choisi. 21. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'étape consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à choisir un contexte de forage critique pour simuler la performance de forage du dispositif de forage. 22. Procédé selon la revendication 21, comprenant en outre l'étape consistant à simuler la performance du dispositif de forage dans le contexte de forage critique desdits au moins trois puits de limite. 23. Procédé selon la revendication 21 ou 22, comprenant 20 en outre les étapes consistant à : commencer le forage du puits choisi à l'aide d'un dispositif de forage choisi; obtenir les diagraphies et les données de forage provenant du forage du puits choisi en temps réel; synthétiser les diagraphie et les données de forage nouvellement obtenues avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; et choisir au moins un contexte de forage modifié pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance d'un dispositif de forage dans ledit au moins un contexte de forage modifié. 24. Procédé permettant d'optimiser au moins un paramètre de forage pour forer un puits choisi à l'aide d'un dispositif 2869067 34 de forage choisi, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes consistant à: obtenir (en 310, 312, 314) les diagraphies et les données de forage d'au moins trois puits de limite associés au puits 5 de forage choisi; synthétiser (en 316) les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; évaluer les données synthétisées dans une pluralité de contextes de forage; choisir (en 322) au moins un contexte de forage pour prévoir la performance de forage; et simuler (en 324) la performance du dispositif de forage dans au moins un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite en utilisant une première valeur de paramètre de forage; simuler (en 326) la performance du dispositif de forage dans au moins un contexte de forage choisi dans lesdits au moins trois puits de limite en utilisant une seconde valeur de paramètre de forage; et comparer la performance simulée du dispositif de forage en utilisant le premier paramètre de forage et en utilisant le second paramètre de forage. 25. Procédé selon la revendication 24, dans lequel la première valeur de paramètre de forage et la seconde valeur de paramètre de forage constituent une première valeur de poids sur l'outil et une seconde valeur de poids sur l'outil. 26. Procédé selon la revendication 24, dans lequel la première valeur de paramètre de forage et la seconde valeur de paramètre de forage constituent une première valeur de régime (tr/mn) et une seconde valeur de régime. 27. Procédé selon la revendication 24, 25 ou 26, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données de résistance de la roche. 28. Procédé selon la revendication 27, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un intervalle de résistance 5 de roche choisi. 29. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 28, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données de plasticité. 30. Procédé selon la revendication 29, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un intervalle de plasticité choisi. 31. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 30, comprenant en outre l'étape consistant à traiter les diagraphies et les données de forage pour obtenir des données d'abrasivité. 32. Procédé selon la revendication 31, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un intervalle d'abrasivité. 33. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 32, dans lequel le contexte de forage choisi comprend un type de formation choisi. 34. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 33, dans lequel l'étape consistant à synthétiser les diagraphies et les données de forage comprend en outre l'étape consistant à identifier au moins une tendance de champ. 36. Procédé selon la revendication 34, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend en outre des variations de lithologie. 37. Procédé selon la revendication 34 ou 35, dans lequel 30 ladite au moins une tendance de champ comprend en outre des variations de propriétés mécaniques. 37. Procédé selon la revendication 34, 35 ou 36, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend des variations de profondeur de formation. 38. Procédé selon l'une quelconque des revendications 34 5 à 37, dans lequel ladite au moins une tendance de champ comprend des variations d'épaisseur de formation. 39. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 38, comprenant en outre les étapes consistant à : simuler (en 324, 326) la performance d'un dispositif de 10 forage en utilisant lesdits au moins deux paramètres de forage dans ledit au moins un contexte de forage choisi; choisir un paramètre de forage; forer (en 330) le puits choisi en utilisant le paramètre de forage choisi; obtenir (en 332) les diagraphies et les données de forage du puits foré choisi; et synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant du puits foré et les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite. 40. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 39, dans lequel l'étape consistant à synthétiser les données de lithologie comprend en outre l'étape consistant à choisir un contexte de forage critique pour simuler la performance de forage du dispositif de forage. 41. Procédé selon la revendication 40, comprenant en outre l'étape consistant à simuler (en 324, 326) la performance du dispositif de forage choisi dans le contexte critique choisi en utilisant les paramètres de forage choisis dans le contexte de forage critique desdits au moins trois puits de limite. 42. Procédé selon l'une quelconque des revendications 24 à 41, comprenant en outre les étapes consistant à : commencer le forage du puits choisi en utilisant les paramètres de forage choisis; obtenir les diagraphies et les données de forage provenant du forage du puits choisi en temps réel; synthétiser les diagraphie et les données de forage nouvellement obtenues avec les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; et choisir au moins un contexte de forage modifié pour prévoir la performance de forage; et simuler la performance de forage en utilisant les paramètres de forage choisis et les paramètres de forage modifiés dans ledit au moins un contexte de forage modifié. 43. Système permettant d'optimiser la performance d'un dispositif de forage pour forer un puits choisi, caractérisé en ce qu'il comporte: un module (58, 604) d'entrée utilisable pour recevoir les diagraphies et les données de forage provenant d'au moins trois puits de limite associés au puits de forage choisi; un module (608) de synthèse de champ utilisable pour synthétiser les diagraphies et les données de forage provenant desdits au moins trois puits de limite; un module (610) d'analyse de contexte utilisable pour diviser les données de champ synthétisées en une pluralité de contextes de forage choisis; et un module (612) de simulation utilisable pour simuler la performance du dispositif de forage dans lesdits au moins trois puits de limite dans ledit au moins un contexte de forage choisi. 44. Système selon la revendication 43, dans lequel le 30 module d'entrée comprend en outre: un module (605) d'analyse de diagraphie utilisable pour traiter la diagraphie; et un module (606) de propriétés mécaniques utilisable pour déterminer les propriétés mécaniques desdits au moins trois puits de limite. 45. Système selon la revendication 43 ou 44, comprenant en outre le module de simulation utilisable pour simuler la performance du dispositif de forage dans lesdits au moins trois puits de limite dans un contexte de forage critique choisi.