FR 3034191 A1 20160930 FR 1552355 A 20150323 1 DETERMINATION DE PRESSION DE FORMATION Contexte [0001] Généralement, dans les réservoirs de pétrole et de gaz, la pression de formation pour un puits d'un réservoir est directement associée aux performances du puits. Comme on le sait, la pression de formation correspond généralement à l'écoulement des fluides pour un puits, de tels fluides pouvant comporter des hydrocarbures. Par conséquent, la pression de formation constitue un important attribut pour la détermination des performances d'un puits, ainsi que pour la détermination de stratégies de récupération adaptées en vue d'exploiter le puits. Généralement, des outils d'acquisition de données (par ex., capteurs de fond de trou, outils de mesure, etc.) peuvent être utilisés pour collecter des données de mesure pour un puits, de telles données de mesure pouvant être analysées pour déterminer diverses propriétés du réservoir; du puits, et/ou de formations de ceux-ci. [0002] Des systèmes et procédés informatisés sont de plus en plus employés pour faciliter l'analyse des propriétés des réservoirs et des puits. Cependant, les systèmes et procédés conventionnels reposent généralement sur l'apport et l'analyse de professionnels des installations pétrolières et gazières, et de tels systèmes et procédés conventionnels fournissent généralement des caractéristiques limitées sur un réservoir, lesquelles doivent ensuite être interprétées par ces professionnels des installations pétrolières et gazières. Par conséquent, il existe toujours un besoin dans la technique pour des systèmes et procédés informatisés améliorés destinés à la modélisation, la gestion et l'analyse de réservoirs de pétrole et de gaz. Résumé [0003] Des modes de réalisation décrits dans les présentes concernent des systèmes, des procédés, et des produits-programmes informatiques qui déterminent les pressions de formation associées à un réservoir de pétrole et de gaz. Des données de mesure pour un test préliminaire sont reçues d'un outil d'acquisition de données, les données de mesure étant collectées pendant un test préliminaire d'une formation du réservoir. Les données de mesure sont analysées pour déterminer un évènement la en dernier et une pression lue en dernier correspondante pour le test préliminaire. Des données dérivées pour l'identification du régime d'écoulement sont déterminées à partir des données de mesure, et les données dérivées sont analysées pour déterminer une réponse dérivée de pression. Une pression de formation est déterminée pour la formation au moins en partie en 3034191 29469/290FR1 2 fonction de l'évènement lu en dernier, de la pression lue en dernier, et de la réponse dérivée de pression. [0004] Ces avantages et caractéristiques, et d'autres, sont exposés dans les revendications annexées aux présentes et qui constituent une autre partie de l'invention. Cependant, pour une 5 meilleure compréhension de l'objet décrit dans l'invention, et des avantages et objectifs atteints par son utilisation, on se reportera aux dessins et à la description qui les accompagne, dans lesquels sont décrits des modes de réalisation d'exemples. Ce résumé est simplement fourni pour présenter une sélection de concepts qui sont décrits dans de plus amples détails plus loin dans la description détaillée, et n'est pas destiné à identifier des caractéristiques clés ou essentielles de l'objet 10 revendiqué, ni destiné à être utilisé comme une aide pour limiter la portée de l'objet revendiqué. Brève description des dessins [0005] Les dessins annexés, qui sont intégrés à et constituent une partie de cette 15 spécification, illustrent divers modes de réalisation et, conjointement avec la description générale donnée ci-dessus et la description détaillée de certains modes de réalisation donnée ci-dessous, servent à expliquer certains modes de réalisation. [0006] La figure 1 est un schéma de principe d'un environnement matériel et logiciel d'exemple pour un système de traitement de données conformément aux mises en oeuvre de 20 diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. [0007] Les figures 2A-2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ pétrolifère ayant des formations souterraines renfermant des réservoirs conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. [0008] La figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe transversale, d'un 25 champ pétrolifère ayant une pluralité d'outils d'acquisition de données positionnés à divers endroits le long du champ pétrolifère pour collecter des données provenant des formations souterraines conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. [0009] La figure 4 illustre un système de production destiné à effectuer une ou plusieurs 30 opérations sur champ pétrolifère conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. [0010] La figure 5 montre un schéma fonctionnel qui illustre une séquence d'opérations qui peuvent être effectuées par le système de traitement de données de la figure 1 pour déterminer une pression de formation. 3034191 29469/290FR1 3 [0011] La figure 6 montre une illustration schématique d'un outil d'acquisition de données positionné dans un puits de forage associé à un réservoir et configuré pour collecter des données de mesure provenant d'une formation du réservoir pour analyse par le système de traitement de données de la figure 1. 5 [0012] La figure 7A montre un graphique d'exemple qui illustre des données de mesure qui peuvent être reçues par le système de traitement de données de la figure 1. [0013] La figure 7B montre un graphique d'exemple qui illustre les données de mesure de la figure 7A et comporte divers évènements qui peuvent être déterminés par analyse des données de mesure par le système de traitement de données de la figure 1. 10 [0014] Les figures 8A-8C montrent des illustrations schématiques de régimes d'écoulement pour des fluides qui peuvent être révélés dans des données de mesure analysées par le système de traitement de données de la figure 1. [0015] La figure 9 montre un schéma fonctionnel qui illustre une séquence d'opérations qui peuvent être effectuées par le système de traitement de données de la figure 1 pour déterminer 15 une pression de formation. [0016] La figure 10A montre un graphique d'exemple qui illustre des données dérivées et une réponse dérivée de pression qui peuvent être déterminées à partir des données de mesure par le système de traitement de données de la figure 1. [0017] La figure 10B montre un graphique d'exemple qui illustre des données dérivées qui 20 peuvent être déterminées par le système de traitement de données de la figure 1. [0018] La figure 10C montre un graphique d'exemple qui illustre des données de pression en fonction d'une fonction temporelle sphérique qui peuvent être analysées par le système de traitement de données de la figure 1. [0019] La figure 10D montre un graphique d'exemple qui illustre des données de pression 25 en fonction d'une fonction temporelle radiale qui peuvent être analysées par le système de traitement de données de la figure 1. [0020] La figure 10E montre un graphique d'exemple qui illustre une mobilité en soutirage qui peut être déterminée par le système de traitement de données de la figure 1. [0021] Les figures 11A et 11B montrent des illustrations schématiques d'outils 30 d'acquisition de données d'exemples, de données de mesure collectées par les outils d'acquisition de données, et de données dérivées qui peuvent être déterminées à partir des données de mesure par le système de traitement de données de la figure 1. [0022] Les figures 12-17, 18A, 18B, 18C, 19A, et 19B montrent des interfaces utilisateurs graphiques d'exemples qui peuvent être générées par le système de traitement de données de la 3034191 29469/290FR1 4 figure 1. [0023] Les figures 20A-H montrent des graphiques d'exemples qui illustrent diverses réponses dérivées de pression qui peuvent être déterminées par le système de traitement de données de la figure 1 à partir de données dérivées analysées par celui-ci. Description détaillée [0024] Les modes de réalisation décrits dans les présentes concernent des procédés, des systèmes, et des produits-programmes informatiques qui déterminent les pressions de formation 10 associées à un réservoir de pétrole et de gaz. Selon certains modes de réalisation, un système de traitement de données peut recevoir des données de mesure d'un outil d'acquisition de données qui collecte des données de mesure pour une formation du réservoir. Comme on le comprendra, bien qu'il soit fait référence à un seul outil d'acquisition de données, les modes de réalisation n'y sont pas limités. Dans certains modes de réalisation, un ou plusieurs des outils d'acquisition de 15 données, tels que des capteurs de fond de trou, des outils de mesure de fond de trou, des testeurs de formation, des outils pour formation sur câble, des sondes, etc., peuvent collecter des données de mesure pour le réservoir qui peuvent être reçues et analysées par le système de traitement de données pour déterminer une ou plusieurs pressions de formation associées au réservoir. [0025] Par exemple, des outils d'acquisition de données peuvent être positionnés à 20 différentes profondeurs (également désignées stations) dans un puits de forage associé au réservoir de telle sorte que des données de mesure peuvent être collectées à chaque station pour une formation associée au réservoir. Dans cet exemple, une pression de formation pour la formation peut être déterminée à chaque station conformémént à des modes de réalisation décrits dans les présentes. Comme on le comprendra, la pression de formation à chaque station peut être analysée 25 pour déterminer un gradient de pression de formation pour la formation, le gradient de pression de formation indiquant la pression de formation à diverses profondeurs (c.-à-d. aux différentes stations). Des caractéristiques supplémentaires de la formation et/ou du réservoir peuvent être déterminées au moins en partie en fonction des pressions de formation déterminées. Par conséquent, une détermination précise de la pression de formation (ou des pressions de formation 30 aux différentes stations) constitue une information précieuse lors de l'analyse d'un réservoir de pétrole et de gaz. [0026] Généralement, un outil d'acquisition de données peut effectuer un ou plusieurs tests d'une formation d'un réservoir pour collecter des données de mesure dans le temps. Certains tests conduits pour une formation sont de courte durée et peuvent être appelés des « tests préliminaires ». 3034191 29469/290FRI 5 Pour un test préliminaire, un petit volume de fluide peut être retiré de la formation avec un outil d'acquisition de données (par ex., une sonde), et des données de mesure dans le temps qui comportent des données de pression à la chute et la remontée de pression sont collectées pour chaque test préliminaire Un test préliminaire comprend généralement une petite chute de pression 5 et une remontée de pression résultante qui se termine par une pression lue en dernier. Comme on le comprendra également, des tests préliminaires peuvent être effectués séquentiellement par un outil d'acquisition de données de telle sorte que des données de mesure dans le temps peuvent être collectées pour chaque test préliminaire, et des données de mesure d'un ou plusieurs tests préliminaires associés peuvent être analysées pour déterminer la pression de formation. Sur la base 10 des données de mesure, des évènements de pression de test préliminaire tels que : boue avant, début de chute, début de remontée, lu en dernier, et/ou boue après peuvent être identifiés. L'identification de l'évènement de pression de test préliminaire lu en dernier peut être utilisée pour déterminer la pression de formation pour le puits. Généralement, une pression mesurée au moment de l'évènement lu en dernier identifié (appelée pression lue en dernier) peut correspondre à la 15 pression de formation. Cependant, en fonction des diverses caractéristiques de la formation, du positionnement de l'outil d'acquisition de données, et/ou d'autres facteurs de ce type, la pression lue en dernier peut ne pas constituer une mesure précise de la pression de formation. [0027] Par conséquent, dans certains modes de réalisation, des données de mesure collectées peuvent être analysées pour déterminer si la pression lue en dernier est précise pour 20 déterminer la pression de formation. Spécifiquement, un système de traitement de données peut analyser des données de mesure pour déterminer des données dérivées pour l'identification du régime d'écoulement, et une réponse dérivée de pression pour le puits peut être déterminée à partir des données dérivées. La réponse dérivée de pression peut être analysée pour déterminer si la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation. Si on détermine que 25 la pression lue en dernier n'est pas précise pour déterminer la pression de formation, des modes de réalisation peuvent ajuster la pression lue en dernier et/ou déterminer la pression de formation au moins en partie en fonction des données dérivées et/ou de la réponse dérivée de pression. [0028] D'autres variantes et modifications apparaîtront à une personne normalement expérimentée dans la technique. 30 Environnement matériel et logiciel [0029] Considérons maintenant les dessins, dans lesquels des numéros semblables désignent des parties similaires sur toutes les vues, où la figure 1 illustre un système de traitement de données d'exemple 10 dans lequel les diverses technologies et techniques décrites dans les présentes peuvent être mises en oeuvre. Le système 10 est illustré comme comportant un ou 3034191 29469/290FR I 6 plusieurs ordinateurs 12, par ex. des ordinateurs clients, chacun comportant une unité centrale (UC) 14 comportant au moins un processeur ou processeur coeur matériel 16. L'UC 14 est couplée à une mémoire 18, qui peut représenter les dispositifs à mémoire vive (RAM) comprenant le stockage principal d'un ordinateur 12, ainsi que tous les niveaux supplémentaires de mémoire, par 5 ex. les mémoires caches, les mémoires non volatiles ou de sauvegarde (par ex., mémoires programmables ou flash), les mémoires mortes, etc. De plus, on peut considérer que la mémoire 18 comporte un stockage en mémoire physiquement situé ailleurs dans un ordinateur 12, par ex. toute mémoire cache dans un microprocesseur ou coeur de traitement, ainsi que toute capacité de stockage utilisée comme mémoire virtuelle, par ex. stockée sur un dispositif de stockage de masse 10 20 ou sur un autre ordinateur couplé à un ordinateur 12. [0030] Chaque ordinateur 12 reçoit aussi généralement un certain nombre d'entrées et sorties pour communiquer des informations avec l'extérieur. Pour interagir avec un utilisateur ou opérateur, un ordinateur 12 comporte généralement une interface utilisateur 22 intégrant un ou plusieurs dispositifs d'entrée/sortie d'utilisateur, par ex. un clavier, un dispositif de pointage, un 15 écran, une imprimante, etc. Sinon, une saisie d'utilisateur peut être reçue, par ex., sur une interface réseau 24 couplée à un réseau 26, à partir d'un ou plusieurs ordinateurs externes, par ex. un ou plusieurs serveurs 28 ou d'autres ordinateurs 12. Un ordinateur 12 peut également être en communication avec un ou plusieurs dispositifs de stockage de masse 20, qui peuvent être, par exemple, des dispositifs de stockage sur disque dur interne, des dispositifs de stockage sur disque 20 dur externe, des réseaux de stockage, etc. De plus, un ordinateur 12 peut être en communication avec un ou plusieurs outils d'acquisition de données, capteurs, composants de réseaux de production de surface, et/ou d'autres dispositifs de ce type qui peuvent être mis en oeuvre dans des opérations de récupération et/ou prospection pétrolières et gazières. [0031] Un ordinateur 12 fonctionne généralement sous le contrôle d'un système 25 d'exploitation 30 et exécute ou dépend d'une autre manière d'une variété d'applications logicielles, composants, programmes, objets, modules, structures de données, etc. Par exemple, un module ou composant pétrotechnique 32 s'exécutant au sein d'une plate-forme d'analyse de réservoir et/ou de puits (également appelée dans les présentes plate-formes d'analyse de puits) peut être utilisé pour accéder à, traiter, générer, modifier ou utiliser d'une autre manière des 30 données pétrotechniques, par ex. telles que stockées localement dans une base de données 36 et/ou accessibles à distance à partir d'une plate-forme de collaboration 38. La plate-forme de collaboration 38 peut être mise en oeuvre en utilisant de multiples serveurs 28 dans certaines implémentations, et on comprendra que chaque serveur 28 peut intégrer une UC, une mémoire, et d'autres composants matériels similaires à un ordinateur 12. 3034191 29469/290FR1 7 [0032] Dans un mode de réalisation non limitatif, par exemple, la plate-forme d'analyse de puits 34 peut être mise en oeuvre sous la forme de et/ou en communication avec un ou plusieurs des éléments suivants : la plate-forme logicielle d'acquisition MAXWELL, la plate-forme logicielle INSITU Pro, la plate-forme logicielle PD-PLOT, la plate-forme logicielle TECHLOG, 5 la plate-forme logicielle GEOFRAME, et la plate-forme logicielle AVOCET, tandis que la plate-forme de collaboration 38 peut être mise en oeuvre sous la forme de la plate-forme OCEAN et la plate-forme STUDIO E&P KNOWLEDGE ENVIRONMENT, qui sont disponibles auprès de Schlumberger Ltd. et ses filiales. Cependant, on comprendra que les techniques étudiées dans les présentes peuvent être utilisées conjointement avec d'autres plates-formes et environnements, 10 aussi les modes de réalisation ne sont-ils pas limités aux plates-formes et environnements logiciels particuliers étudiés dans les présentes. [0033] En général, les routines exécutées pour mettre en oeuvre les modes de réalisation décrits dans les présentes, qu'ils soient mis en oeuvre comme une partie d'un système d'exploitation ou d'une application, d'un composant, d'un programme, d'un objet, d'un module 15 ou d'une séquence d'instructions spécifique, ou même d'un sous-ensemble de ceux-ci, seront appelées dans les présentes « code de programme informatique », ou simplement « code de programme ». Le code de programme comprend généralement une ou plusieurs instructions qui sont résidentes à différents moments dans diverses mémoires et dispositifs de stockage dans un ordinateur, et qui, lorsqu'elles sont lues et exécutées par une ou plusieurs unités de traitement 20 matérielles dans un ordinateur (par ex., microprocesseurs, coeurs de traitement, ou autre circuit logique matériel), amènent l'ordinateur à exécuter les étapes mettant en oeuvre la fonctionnalité souhaitée. En outre, bien que des modes de réalisation aient et seront décrits ci-après dans le contexte d'ordinateurs et systèmes informatiques totalement opérationnels, l'homme du métier comprendra que les divers modes de réalisation sont susceptibles d'être distribués comme un 25 produit programme sous diverses formes, et que la description s'applique de façon identique indépendamment du type particulier de support lisible par ordinateur utilisé pour réaliser réellement la distribution. [0034] De tels supports lisibles par ordinateur peuvent comprendre des supports de stockage lisibles par ordinateur et des supports de communication. Les supports de stockage 30 lisibles par ordinateur sont de nature non transitoire, et peuvent comporter des supports volatiles et non volatiles, et amovibles et non amovibles, mis en oeuvre dans n'importe quel procédé ou technologie de stockage d'informations, comme des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des modules de programme ou d'autres données. Les supports de stockage lisibles par ordinateur peuvent comprendre une RAM, ROM, mémoire morte reprogrammable 3034191 29469/290FRI 8 (EPROM), mémoire morte effaçable électriquement et programmable (EEPROM), mémoire flash ou une autre technologie de mémoire à semi-conducteurs, un CD-ROM, un DVD, ou un autre stockage optique, des cassettes magnétiques, une bande magnétique, un stockage sur disque magnétique ou d'autres dispositifs de stockage magnétique, ou tout autre support qui peut être 5 utilisé pour stocker les informations souhaitées et qui peut être accessible par un ordinateur 10. Les supports de communication peuvent comprendre des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données ou d'autres modules de programme. À titre d'exemple, et sans s'y limiter, les supports de communication peuvent comporter des supports filaires tels qu'une connexion par réseau filaire ou filaire directe, et des supports sans fil tels que des supports acoustiques, RF, 10 infrarouge et autres supports sans fil. Les combinaisons de n'importe lesquels des éléments ci- dessus peuvent également être intégrées dans la portée des supports lisibles par ordinateur. [0035] Les divers codes de programme décrits ci-après peuvent être identifiés en fonction de l'application au sein de laquelle ils sont mis en oeuvre dans un mode de réalisation spécifique. Cependant, on comprendra que toute nomenclature de programme particulière qui suit est avant 15 tout utilisée par commodité, et que les modes de réalisation ne devraient donc pas être limités à une utilisation uniquement dans une application spécifique quelconque identifiée et/ou impliquée par une telle nomenclature. En outre, étant donné le nombre infini de manières dont les programmes informatiques peuvent être organisés en routines, procédures, méthodes, modules, objets, et autres, ainsi que les diverses manières dont une fonctionnalité d'un programme peut être 20 allouée entre diverses couches logicielles qui sont résidentes dans un ordinateur typique (par ex., systèmes d'exploitation, bibliothèques, interfaces de programmation APIs, applications, appliquettes, etc.), on comprendra que les modes de réalisation ne sont pas limités à l'organisation et l'allocation spécifiques d'une fonctionnalité d'un programme décrites dans les présentes. [0036] En outre, l'homme du métier disposant des enseignements du présent exposé 25 comprendra que les diverses opérations décrites dans les présentes qui peuvent être effectuées par tout code de programme, ou effectuées dans toute routine, processus, ou autres, peuvent être combinées, divisées, réordonnées, omises, et/ou complétées avec d'autres techniques connues dans le métier, et que par conséquent les modes de réalisation ne sont pas limités aux séquences d'opérations particulières décrites dans les présentes. 30 [0037] L'homme du métier comprendra que l'environnement d'exemple illustré sur la figure 1 n'est pas destiné à être limitatif. En effet, l'homme du métier se rendra compte que d'autres environnements matériels et/ou logiciels alternatifs peuvent être utilisés sans s'écarter de l'objet décrit dans les présentes. Opérations sur champ pétrolifère 3034191 29469/290FR1 9 [0038] Les figures 2A-2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ pétrolifère 100 ayant une formation souterraine 102 renfermant un réservoir 104 conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. La figure 2A illustre une opération de prospection effectuée par un outil de prospection, tel qu'un camion 5 sismique 106.1, pour mesurer des propriétés de la formation souterraine. L'opération de prospection est une opération de prospection sismique visant à générer des vibrations acoustiques. Sur la figure 2A, une telle vibration acoustique, la vibration acoustique 112 générée par une source 110, se réfléchit sur des horizons 114 dans une formation terrestre 116. Un ensemble de vibrations acoustiques est reçu par des capteurs, tels que des géophones récepteurs 118, situés sur la surface 10 de la terre. Les données reçues 120 sont fournies en tant que données d'entrée à un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1, et en réponse aux données d'entrée, l'ordinateur 122.1 génère une sortie de données sismiques 124. Cette sortie de données sismiques peut être stockée, transmise ou encore transformée si on le souhaite, par exemple par réduction des données. [0039] La figure 2B illustre une opération de forage effectuée par des outils de forage 106.2 15 suspendus à un appareil de forage 128 et avancés dans des formations souterraines 102 pour former un puits de forage 136. Un bac à boue 130 est utilisé pour puiser de la boue de forage dans les outils de forage par une conduite d'écoulement 132 afm de faire circuler la boue de forage jusqu'en bas par les outils de forage, puis jusqu'en haut du puits de forage 136 et de nouveau à la surface. La boue de forage peut être filtrée et renvoyée au bac à boue. Un système de circulation peut être 20 utilisé pour stocker, réguler, ou filtrer les boues de forage en circulation. Les outils de forage sont avancés dans les formations souterraines 102 pour atteindre le réservoir 104. Chaque puits peut cibler un ou plusieurs réservoirs. Les outils de forage sont adaptés pour mesurer des propriétés de fond de trou à l'aide d'outils de diagraphie en cours de forage. Les outils de diagraphie en cours de forage peuvent aussi être adaptés pour prélever une carotte 133 comme indiqué. 25 [0040] Des équipements informatiques peuvent être positionnés à divers endroits autour du champ pétrolifère 100 (par ex., l'unité de surface 134) et/ou à des endroits distants. L'unité de surface 134 peut être utilisée pour communiquer avec les outils de forage et/ou des opérations hors site, ainsi qu'avec d'autres capteurs de surface ou de fond de trou. L'unité de surface 134 est capable de communiquer avec les outils de forage pour envoyer des commandes aux outils de 30 forage, et pour recevoir des données de ceux-ci. L'unité de surface 134 peut aussi collecter des données générées pendant l'opération de forage et produit une sortie de données 135, qui peut ensuite être stockée ou transmise. [0041] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ pétrolifère 100 pour collecter des données relatives aux diverses opérations sur champ pétrolifère 3034191 29469/290FR I 10 comme décrit précédemment. Comme indiqué, un capteur (S) est positionné à un ou plusieurs endroits dans les outils de forage et/ou au niveau de l'appareil de forage 128 pour mesurer des paramètres de forage, tels que le poids sur un outil, le couple sur un outil, des pressions, des températures, des débits, des compositions, une vitesse de rotation, et/ou d'autres paramètres 5 d'exploitation du champ. Des capteurs (S) peuvent aussi être positionnés à un ou plusieurs endroits dans le système de circulation. [0042] Les outils de forage 106.2 peuvent comporter un assemblage de fond (BHA) (non représenté), généralement référencé, près de l'outil de forage (par ex., à une longueur de quelques masses-tiges de l'outil de forage). L'assemblage de fond comprend des moyens pour mesurer, 10 traiter et stocker des informations, mais aussi communiquer avec l'unité de surface 134. L'assemblage de fond comporte en outre des masses-tiges pour assurer diverses autres fonctions de mesure. [0043] L'assemblage de fond peut comporter un sous-assemblage de communication qui communique avec l'unité de surface 134. Le sous-assemblage de communication est adapté pour 15 envoyer des signaux à et recevoir des signaux de la surface en utilisant un canal de communications telles que la transmission d'impulsions par la boue, la télémétrie électromagnétique, ou les communications filaires par les tiges de forage. Le sous-assemblage de communication peut comprendre, par exemple, un émetteur qui génère un signal, tel qu'un signal acoustique ou électromagnétique, qui est représentatif des paramètres de forage mesurés. L'homme du métier 20 comprendra que toute une variété de systèmes de télémétrie peut être employée, comme les systèmes filaires par les tiges de forage, les systèmes électromagnétiques et les autres systèmes de télémétrie connus. [0044] Généralement, le puits de forage est percé en fonction d'un plan de forage qui est établi avant le forage. Le plan de forage indique l'équipement, les pressions, les trajectoires et/ou 25 d'autres paramètres qui défmissent le procédé de forage pour l'emplacement du puits. L'opération de forage peut ensuite être effectuée conformément au plan de forage. Cependant, au fur et à mesure que des informations sont récoltées, l'opération de forage peut avoir à s'écarter du plan de forage. De plus, lorsqu'un forage ou d'autres opérations sont effectués, les conditions sous la surface peuvent changer. Le modèle terrestre peut aussi nécessiter des ajustements au fur et à 30 mesure que de nouvelles informations sont collectées. [0045] Les données récoltées par les capteurs (S) peuvent être collectées par l'unité de surface 134 et/ou d'autres sources de collecte de données pour analyse ou un autre traitement par le système de traitement de données 10 et/ou d'autres systèmes similaires. Les données collectées par les capteurs (S) peuvent être utilisées isolément ou conjointement avec d'autres données. Les 3034191 29469/290FR1 11 données peuvent être collectées dans une ou plusieurs bases de données et/ou transmises sur ou hors site. Les données peuvent être des données historiques, des données en temps réel, ou des combinaisons de celles-ci. Les données en temps réel peuvent être utilisées en temps réel, ou stockées pour utilisation ultérieure. Les données peuvent aussi être combinées avec des données 5 historiques ou d'autres entrées pour analyse complémentaire. Les données peuvent être stockées dans des bases de données distinctes, ou combinées au sein d'une seule base de données. [0046] L'unité de surface 134 peut comporter un émetteur-récepteur 137 pour permettre des communications entre l'unité de surface 134 et diverses parties du champ pétrolifère 100 ou d'autres endroits. L'unité de surface 134 peut aussi être dotée de ou fonctionnellement reliée à un 10 ou plusieurs contrôleurs (non représentés) pour actionner des mécanismes au niveau du champ pétrolifère 100. L'unité de surface 134 peut alors envoyer des signaux de commande au champ pétrolifère 100 en réponse aux données reçues. L'unité de surface 134 peut recevoir des commandes par le biais de l'émetteur-récepteur 137 ou peut elle-même exécuter des commandes en direction du contrôleur. Un processeur peut être prévu pour analyser les données (localement 15 ou à distance), prendre les décisions et/ou activer le contrôleur. De cette manière, le champ pétrolifère 100 peut être sélectivement ajusté en fonction des données collectées. Cette technique peut être utilisée pour optimiser des parties de l'exploitation du champ, par exemple contrôler le forage, le poids sur l'outil, ou d'autres paramètres. Ces ajustements peuvent être réalisés automatiquement sur la base d'un protocole informatique, et/ou manuellement par un opérateur. 20 Dans certains cas, des plans de puits peuvent être ajustés pour sélectionner des conditions d'exploitation optimales, ou pour éviter des problèmes. [0047] La figure 2C illustre une opération au câble effectuée par un outil sur câble 106.3 suspendu à l'appareil de forage 128 et à l'intérieur du puits de forage 136 de la figure 2B. L'outil sur câble 106.3 est adapté pour être déployé dans le puits de forage 136 afin de générer des 25 diagraphies du puits, effectuer des tests de fond de trou et/ou collecter des échantillons. L'outil sur câble 106.3 peut être utilisé pour mettre en oeuvre un autre procédé et un autre appareil permettant d'effectuer une opération de prospection sismique. L'outil sur câble 106.3 peut, par exemple, avoir une source d'énergie explosive, radioactive, électrique, ou acoustique 144 qui envdie et/ou reçoit des signaux électriques des formations souterraines environnantes 102 et des fluides à l'intérieur. 30 [0048] L'outil sur câble 106.3 peut être fonctionnellement relié, par exemple, à des géophones 118 et à un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1 de la figure 2A. L'outil sur câble 106.3 peut aussi fournir des données à l'unité de surface 134. L'unité de surface 134 peut collecter des données générées pendant l'opération au câble et peut produire une sortie de données 135 qui peut être stockée ou transmise. L'outil sur câble 106.3 peut être positionné à diverses 3034191 29469/290FR1 12 profondeurs dans le puits de forage 136 pour effectuer une prospection ou obtenir d'autres informations concernant la formation souterraine 102. L'outil sur câble 106.3 peut être configuré pour collecter des données de mesure pour un ou plusieurs tests préliminaires conformément à certains modes de réalisation. 5 [0049] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ pétrolifère 100 pour collecter des données relatives aux diverses opérations sur champ comme décrit précédemment. Comme indiqué, un capteur S est positionné dans l'outil sur câble 106.3 pour mesurer des paramètres de fond de trou qui concernent, par exemple, la porosité, la perméabilité, la composition du fluide, la pression, et/ou d'autres paramètres de l'exploitation du 10 champ, du puits/puits de forage, et/ou du réservoir. [0050] La figure 2D illustre une opération de production effectuée par un outil de production 106.4 déployé depuis une unité de production ou un arbre de Noël 129 et à l'intérieur d'un puits de forage achevé 136 pour extraire le fluide des réservoirs de fond de trou dans des installations de surface 142. Le fluide s'écoule depuis le réservoir 104 par des perforations dans le 15 tubage (non représenté) à l'intérieur de l'outil de production 106.4 dans le puits de forage 136 pour rejoindre les installations de surface 142 par un réseau de collecte 146. [0051] Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ pétrolifère 100 pour collecter des données relatives à diverses opérations sur champ comme décrit précédemment. Comme indiqué, le capteur (S) peut être positionné dans l'outil de production 20 106.4 ou un équipement associé, tel que l'arbre de Noël 129, le réseau de collecte 146, les installations de surface 142, et/ou les installations de production, pour mesurer des paramètres du fluide, tels que la composition du fluide, des débits, des pressions, des températures, et/ou d'autres paramètres de l'opération de production. [0052] La production peut aussi comporter des puits d'injection pour une récupération 25 accrue. Une ou plusieurs installations de collecte peuvent être fonctionnellement raccordées à un ou plusieurs des emplacements de puits pour collecter sélectivement les fluides de fond de trou depuis le(s) emplacement(s) de puits. [0053] Bien que les figures 2B-2D illustrent des outils utilisés pour mesurer des propriétés d'un champ pétrolifère, on comprendra que les outils peuvent être employés conjointement avec 30 des opérations ne concernant pas des champs pétrolifères, mais des champs de gaz naturel, des mines, des aquifères, des installations de stockage, ou d'autres installations souterraines. De plus, bien que certains des outils d'acquisition de données soient représentés, on comprendra que divers outils de mesure capables de détecter des paramètres tels que le temps de double parcours sismique, la densité, la résistivité, le taux de production, etc., de la formation souterraine et/ou de 3034191 29469/290FR1 13 ses formations géologiques peuvent être utilisés. Divers capteurs (S) peuvent être positionnés à différents endroits le long du puits de forage et/ou des outils de surveillance pour collecter et/ou surveiller les données souhaitées. D'autres sources de données peuvent aussi être obtenues à partir d'emplacements hors site. 5 [0054] Les configurations du champ des figures 2A-2D sont destinées à fournir une brève description d'un exemple d'un champ utilisable dans le cadre d'applications sur champ pétrolifère. Tout ou partie du champ pétrolifère 100 peut se trouver sur terre, en eau douce, et/ou en mer. De plus, bien qu'un seul champ mesuré à un seul endroit soit représenté, les applications sur champ pétrolifère peuvent être utilisées avec toute combinaison d'un ou plusieurs champs pétrolifères, 10 d'une ou plusieurs installations de traitement et d'un ou plusieurs emplacements de puits. [0055] La figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe transversale, d'un champ pétrolifère 200 ayant une pluralité d'outils d'acquisition de données 202.1, 202.2, 202.3 et 202.4 positionnés à divers endroits le long du champ pétrolifère 200 pour collecter des données d'une formation souterraine 204 conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et 15 techniques décrites dans les présentes. Les outils d'acquisition de données 202.1-202.4 peuvent être les mêmes que les outils d'acquisition de données 106.1-106.4 des figures 2A-2D, respectivement, ou d'autres non représentés. Comme indiqué, les outils d'acquisition de données 202.1-202.4 génèrent des tracés de données ou des mesures 208.1-208.4, respectivement. Ces tracés de données sont représentés le long du champ pétrolifère 200 pour illustrer les données 20 générées par les diverses opérations. Comme on le comprendra, les outils d'acquisition de données 202.1-202.4 peuvent collecter des données de mesure pour analyse conformément à des modes de réalisation étudiés dans les présentes. [0056] Les tracés de données 208.1-208.3 sont des exemples de tracés de données statiques qui peuvent être générés par les outils d'acquisition de données 202.1-202.3, respectivement, mais 25 on comprendra que les tracés de données 208.1-208.3 peuvent aussi être des tracés de données qui sont actualisés en temps réel. Ces mesures peuvent être analysées pour mieux définir les propriétés de la/des formation(s) et/ou déterminer la précision des mesures et/ou vérifier s'il y a des erreurs. Les tracés de chacune des mesures respectives peuvent être alignés et mis à l'échelle pour comparaison et vérification des propriétés. 30 [0057] Le tracé de données statiques 208.1 est une réponse sismique bidirectionnelle sur une période de temps. Le tracé statique 208.2 repose sur des données de carottage mesurées à partir d'une carotte de la formation 204. La carotte peut être utilisée pour obtenir des données, telles qu'un graphe de la densité, la porosité, la perméabilité, ou une certaine autre propriété physique de la carotte sur la longueur de la carotte. Des tests de densité et de viscosité peuvent être effectués 3034191 29469/290FR1 14 sur les fluides dans la carotte à diverses pressions et températures. Le tracé de données statiques 208.3 est un tracé de diagraphie qui fournit généralement une résistivité ou une autre mesure de la formation à diverses profondeurs. [0058] La courbe ou le graphe de déclin de la production 208.4 est un tracé de données 5 dynamiques du débit de fluide avec le temps. La courbe de déclin de la production fournit généralement le taux de production en fonction du temps. Lorsque le fluide circule à travers le puits de forage, des mesures de propriétés du fluide telles que les débits, les pressions, la composition, etc., sont prises. [0059] D'autres données peuvent aussi être collectées, telles que des données historiques, 10 des saisies utilisateurs, des informations économiques, et/ou d'autres données de mesure et d'autres paramètres présentant de l'intérêt. Comme décrit ci-dessous, les mesures statiques et dynamiques peuvent être analysées et utilisées pour générer des modèles de la formation souterraine afin d'en déterminer les caractéristiques. Des mesures similaires peuvent aussi être employées pour mesurer des changements dans le temps d'aspects de la formation. 15 [0060] La structure souterraine 204 a une pluralité de formations géologiques 206.1-206.4. Comme indiqué, cette structure a plusieurs formations ou couches, notamment une couche de schiste 206.1, une couche de carbonate 206.2, une couche de schiste 206.3 et une couche de sable 206.4. Une faille 207 s'étend à travers la couche de schiste 206.1 et la couche de carbonate 206.2. Les outils d'acquisition de données statiques sont adaptés pour prendre des mesures et détecter des 20 caractéristiques des formations. [0061] Bien qu'une formation souterraine spécifique avec des structures géologiques spécifiques soit représentée, on comprendra que le champ pétrolifère 200 peut contenir toute une variété de structures géologiques et/ou de formations, ayant parfois une complexité extrême. A certains endroits, généralement au-dessous de la limite eau-pétrole, le fluide peut occuper les 25 espaces poreux des formations. Chacun des appareils de mesure peut être utilisé pour mesurer des propriétés des formations et/ou de ses particularités géologiques. Bien que chaque outil d'acquisition soit représenté comme étant à des emplacements spécifiques dans le champ pétrolifère 200, on comprendra qu'un ou plusieurs types de mesures peuvent être pris à un ou plusieurs endroits sur un ou plusieurs champs ou d'autres endroits pour comparaison et/ou analyse. 30 [0062] Les données collectées auprès de diverses sources, telles que les outils d'acquisition de données de la figure 3, peuvent ensuite être traitées et/ou évaluées. Généralement, les données sismiques affichées sur le tracé de données statiques 208.1 de l'outil d'acquisition de données 202.1 sont utilisées par un géophysicien pour déterminer des caractéristiques des formations souterraines et des particularités. Les données de carottage affichées sur le tracé statique 208.2 3034191 29469/290FRI 15 et/ou les données de diagraphie de puits 208.3 sont généralement utilisées par un géologue pour déterminer diverses caractéristiques de la formation souterraine. Les données de production du graphe 208.4 sont généralement utilisées par l'ingénieur réservoir pour déterminer des caractéristiques d'écoulement de fluide du réservoir. Les données analysées par le géologue, le 5 géophysicien et l'ingénieur réservoir peuvent être analysées à l'aide de techniques de modélisation. [0063] La figure 4 illustre un champ pétrolifère 300 destiné à effectuer des opérations de production conformément aux mises en oeuvre de diverses technologies et techniques décrites dans les présentes. Comme indiqué, le champ pétrolifère a une pluralité d'emplacements de puits 302 10 fonctionnellement raccordés à une installation de traitement centrale 354. La configuration du champ pétrolifère de la figure 4 n'est pas destinée à limiter la portée du système d'applications sur champ pétrolifère. Tout ou partie du champ pétrolifère peut se trouver sur terre et/ou en mer. De plus, bien qu'un seul champ pétrolifère avec une seule installation de traitement et une pluralité d'emplacements de puits soit représenté, toute combinaison d'un ou plusieurs champs pétrolifères, 15 d'une ou plusieurs installations de traitement et d'un ou plusieurs d'emplacements de puits peut être présente. [0064] Chaque emplacement de puits 302 a un équipement qui forme un puits de forage 336 dans la terre. Les puits de forage s'étendent à travers des formations souterraines 306, notamment des réservoirs 304. Ces réservoirs 304 contiennent des fluides, tels que des 20 hydrocarbures. Les emplacements de puits extraient le fluide des réservoirs et l'acheminent jusqu'aux installations de traitement par des réseaux de surface 344. Les réseaux de surface 344 ont des tubes et des mécanismes de commande servant à contrôler l'écoulement des fluides depuis l'emplacement du puits jusqu'à l'installation de traitement 354. Détermination de la pression de formation 25 [0065] Conformément à certains modes de réalisation, une pression de formation associée à un réservoir peut être déterminée. Généralement, une réponse dérivée de pression peut être déterminée à partir des données de mesure collectées pendant un test préliminaire d'une formation du réservoir, et la pression de formation peut être déterminée au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression. En déterminant la pression de formation au moins en partie en 30 fonction de la réponse dérivée de pression déterminée à partir des données de mesure, des modes de réalisation peuvent résoudre des problèmes de conditions de puits de forage, des problèmes de positionnement d'outils d'acquisition de données, des problèmes de perméabilité d'une formation, et/ou d'autres facteurs de ce type qui peuvent engendrer des difficultés dans la détermination de la pression de formation à partir des données de mesure. 3034191 29469/290FR1 16 [0066] La figure 5 montre un schéma fonctionnel 400 qui illustre une séquence d'opérations qui peuvent être effectuées par le système de traitement de données 10 pour déterminer une pression de formation associée à un réservoir de pétrole et de gaz conformément à certains modes de réalisation. Comme indiqué, le système de traitement de données 10 reçoit des 5 données de mesure (bloc 402) collectées à partir d'une formation du réservoir. Généralement, les données de mesure peuvent être collectées par un outil d'acquisition de données positionné dans un puits de forage associé au réservoir, tel qu'une sonde et/ou un outil sur câble. En outre, les données de mesure sont généralement collectées pendant un ou plusieurs tests courts appelés tests préliminaires, l'outil d'acquisition de données collectant pendant de tels tests préliminaires des 10 données de pression dans le temps et/ou d'autres informations de ce type pour la formation. Pour un test préliminaire, les données de mesure dans le temps peuvent être analysées pour identifier un ou plusieurs évènements pendant le test préliminaire. Les évènements qui peuvent être identifiés dans un test préliminaire par analyse des données de mesure peuvent comprendre par exemple, un évènement boue avant, un évènement début de chute, un évènement début de 15 remontée, un évènement lu en dernier, et un évènement boue après. Le système de traitement de données 10 analyse les données de mesure pour déterminer un évènement lu en dernier et une pression lue en dernier correspondante pour la formation pour le test préliminaire (bloc 404). [0067] Le système de traitement de données détermine des données dérivées pour une identification du régime d'écoulement basée au moins en partie sur les données de mesure (bloc 20 406). Conformément à certains modes de réalisation, des données de pression dans le temps issues des données de mesure peuvent être analysées pour déterminer des données dérivées qui peuvent être utilisées pour l'identification du régime d'écoulement, de telles données dérivées pouvant comporter des données dérivées sphériques et/ou des données dérivées radiales. Les données dérivées indiquent généralement un taux de variation de pression par rapport à une fonction 25 temporelle sélectionnée. L'analyse de ces données dérivées peut être effectuée pour identifier différents régimes d'écoulement associés au fluide collecté pendant le test préliminaire A différents moments pendant un test préliminaire, un écoulement de fluide collecté par l'outil d'acquisition de données varie, le comportement de l'écoulement pouvant être décrit comme un régime d'écoulement. Les régimes d'écoulement rencontrés par un outil d'acquisition de données 30 pendant un test préliminaire peuvent comporter un régime d'écoulement sphérique, un régime d'écoulement hémisphérique, un régime d'écoulement radial, un régime d'écoulement autour d'un obstacle, et/ou un régime d'écoulement en bandes à faible perméabilité. [0068] En général, l'identification du régime d'écoulement à différents moments pendant le test préliminaire comprend l'identification de motifs caractéristiques dans les données dérivées. 3034191 29469/290FR1 17 Par exemple, pendant une période de remontée pour l'outil d'acquisition de données, une perturbation de pression provenant de l'outil d'acquisition de données fait s'écouler le fluide dans un régime d'écoulement sphérique. Quand la perturbation de pression rencontre une barrière imperméable dans la formation du puits, le régime d'écoulement sphérique est modifié et devient 5 un régime d'écoulement hémisphérique. Quand la perturbation de pression de l'outil d'acquisition de données rencontre une deuxième barrière imperméable (par ex., une barrière verticale), le fluide s'écoule dans un régime d'écoulement radial. Par conséquent, le système de traitement de données 10 analyse les données dérivées pour déterminer une réponse dérivée de pression pour le test préliminaire (bloc 408). Généralement, la détermination de la réponse dérivée de pression pour le 10 test préliminaire comporte l'identification d'une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique et/ou l'identification d'une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement radial. En outre, conformément à certains modes de réalisation, la détermination d'une réponse dérivée de pression peut comprendre la détermination d'une pression en fonction d'une fonction temporelle sphérique basée sur les données de mesure 15 et/ou la détermination d'une pression en fonction d'une fonction temporelle radiale basée sur les données de mesure. [0069] Sur la base de l'évènement lu en dernier, de la pression lue en dernier, et/ou de la réponse dérivée de pression, le système de traitement de données 10 détermine la pression de formation correspondant au réservoir (bloc 410). Conformément à certains modes de réalisation, 20 le système de traitement de données 10 peut déterminer que la pression lue en dernier est une mesure précise de la pression de formation. Cependant, dans certains modes de réalisation, en fonction de la réponse dérivée de pression, le système de traitement de données 10 peut déterminer que la pression lue en dernier n'est pas une mesure précise de la pression de formation. La perméabilité d'une formation, le positionnement de l'outil d'acquisition de données par rapport à 25 la formation, les médiocres conditions d'un puits de forage, et/ou d'autres facteurs de ce type peuvent faire que la pression lue en dernier n'est pas une mesure précise de la pression de formation. Le système de traitement de données 10 peut analyser la réponse dérivée de pression pour ajuster la pression lue en dernier afin d'améliorer la précision de la détermination de la pression de formation. 30 [0070] Comme on le comprendra, bien que le schéma fonctionnel 400 de la figure 5 ait trait à la détermination d'une pression de formation à partir d'un test préliminaire conduit par un outil d'acquisition de données, des modes de réalisation peuvent généralement collecter des données de mesure à partir d'une pluralité d'outils d'acquisition de données positionnés à diverses profondeurs d'un puits de forage associé au réservoir (appelées des positions) de telle sorte qu'une 3034191 29469/290FR1 18 pression de formation peut être déterminée pour chaque station et un gradient de pression de formation peut être déterminé. Un gradient de pression de formation correspond généralement à la pression de formation à diverses profondeurs. Par conséquent, des modes de réalisation peuvent déterminer une pluralité de pressions de formation pour une formation d'un réservoir, les pressions 5 de formation pouvant être déterminées à diverses profondeurs (c.-à-d. des stations) d'un puits de forage associé au réservoir. [0071] La figure 6 montre une illustration schématique d'exemple d'un puits 450 associé à un réservoir et d'un outil d'acquisition de données 452 dans un puits de forage 454 du puits 450, l'outil d'acquisition de données 452 étant positionné de telle sorte que l'outil d'acquisition de 10 données 452 peut effectuer un test préliminaire sur une formation 456 du puits 450. Dans cet exemple, l'outil d'acquisition de données 452 collecte un fluide à partir de la formation 456 pour le test préliminaire et collecte des données de mesure associées à la pression et au temps pendant le test préliminaire. Comme indiqué, le fluide peut s'écouler depuis la formation 456 jusqu'à l'outil d'acquisition de données 452 d'une manière similaire aux lignes d'écoulement 458 illustrées dans 15 l'exemple. La figure 7A montre un graphique 480 qui illustre des données de mesure d'exemples qui peuvent être collectées pendant un test préliminaire. Dans cet exemple, les données de mesure comportent des données de pression 482 collectées pendant une période de temps 484 du test préliminaire, et les données de mesure comportent en outre une vitesse de moteur dans le temps 486 pour l'outil d'acquisition de données. La figure 7B montre le graphique d'exemple 480 de la 20 figure 7A qui comprend des annotations correspondant aux différents évènements qui peuvent se produire pendant un test préliminaire conformément à certains modes de réalisation. En particulier, la figure 7B comporte une annotation correspondant à un évènement boue avant 490, un évènement début de chute 492, un évènement début de remontée 494, un évènement lu en dernier 496, et un évènement boue après 498. Comme on le comprendra, dans certains modes de réalisation, 25 l'évènement lu en dernier 496 peut par conséquent être déterminé pour correspondre à un moment particulier et une pression particulière (appelée la pression lue en dernier) en analysant les données de pression dans le temps contenues dans les données de mesure reçues. [0072] Les figures 8A-8C montrent des illustrations schématiques d'exemples de régimes d'écoulement de fluide d'exemples 510-514 qui peuvent survenir pendant un test préliminaire 30 d'une formation 516 par un outil d'acquisition de données 518. En se référant à la figure 8A, un régime d'écoulement sphérique 510 peut survenir pendant une période de remontée pour le test préliminaire. Comme indiqué, une perturbation de pression par l'outil d'acquisition de données 518 amène le fluide de la formation 516 à se propager sphériquement jusqu'à ce qu'une barrière imperméable soit atteinte. Dans certaines formations à perméabilité élevée, une première barrière 3034191 29469/290FRI 19 imperméable est atteinte si rapidement que les données de mesure et les données dérivées de pression découlant de celles-ci ne peuvent pas refléter un régime d'écoulement sphérique dans une réponse dérivée de pression. Sur la figure 8B, une première barrière imperméable de la formation 516 a été rencontrée par la perturbation de pression de l'outil d'acquisition de données 518, faisant 5 passer l'écoulement de fluide à un régime d'écoulement hémisphérique 512. Sur la figure 8C, quand ou si une deuxième barrière imperméable de la formation 516 est atteinte par la perturbation de pression, le régime d'écoulement du fluide passe d'un régime d'écoulement hémisphérique à un régime d'écoulement radial 514. [0073] La figure 9 montre un schéma fonctionnel 550 qui illustre une séquence 10 d'opérations qui peuvent être effectuées par le système de traitement de données 10 pour déterminer et analyser des données dérivées des données de mesure 552 conformément à certains modes de réalisation. Comme indiqué, en fonction des données de mesure et/ou des données dérivées 552, le système de traitement de données identifie une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique au moins en partie en fonction des données 15 dérivées de pression (bloc 554). Comme on le comprendra, les données dérivées peuvent comporter des données dérivées sphériques et/ou des données dérivées radiales, et une portion du test préliminaire correspond à un régime d'écoulement sphérique quand les données dérivées sphériques présentent une tendance plate (par ex., une pente proche de zéro), tandis que les données dérivées radiales présentent une pente d'environ (- -2). Par conséquent, le système de 20 traitement de données 10 peut identifier au moins une portion des données dérivées sphériques qui présentent une tendance plate pour identifier ainsi une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique. Le système de traitement de données peut identifier une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement radial au moins en partie en fonction des données dérivées radiales (bloc 556). Généralement, une portion du test préliminaire 25 correspond à un régime d'écoulement radial quand les données dérivées radiales présentent une tendance plate (par ex., une pente proche de zéro) et les données dérivées sphériques présentent une pente d'environ (-21). Par conséquent, le système de traitement de données 10 peut identifier une portion des données dérivées radialei présentent une tendance plate pour identifier ainsi une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement radial. 30 [0074] Sur la base des données de mesure et/ou des données dérivées, le système de traitement de données 10 détermine la pression en fonction d'une fonction temporelle sphérique (bloc 558). En général, la fonction temporelle sphérique peut être déterminée au moins en partie d'après l'équation suivante : 3034191 29469/290FR I 20 R-1 1 (1) fs (At) = VLV tj.,17-F , où At = temps écoulé depuis le début de la remontée, , . R = rapport de debn- de deux tests préliminaires, où R = 1 pour une chute limitée Q2 ou un test préliminaire, 5 t2 = temps d'écoulement du deuxième test préliminaire, t2 = 0 pour un test préliminaire, tp = temps de production total. [0075] En outre, si un régime d'écoulement sphérique se développe pendant un test préliminaire, un tracé de la pression observée pendant la remontée (c.-à-d. fs (At)) peut 10 s'apparenter à une droite avec une pente égale à m,. Dans de tels modes de réalisation, la mobilité sphérique peut être estimée au moins en partie d'après l'équation suivante.; 2 (2) (-k)sP = 1856 (31 (Oct)3 , où qi représente le débit du premier test préliminaire. ms [0076] Sur la base des données de mesure et/ou des données dérivées, le système de traitement de données 10 détermine la pression en fonction d'une fonction temporelle radiale (bloc 15 560). Généralement, la fonction temporelle radiale peut être déterminée au moins en partie d'après l'équation suivante : (3) fi- (At) = logtp+ot R x log t,FAt +Itt tu [0077] Généralement, un régime d'écoulement radial peut se développer pendant un test préliminaire, et un tracé de la pression observée pendant la remontée en fonction de fi. (At) peut 20 s'apparenter à une droite avec une pente égale à mr. Dans de tels modes de réalisation; un produit mobilité totale-épaisseur peut être déterminé au moins en partie d'après l'équation suivante : (4) ' = 88,1562 ql g Imr1 [0078] Comme on le comprendra également, -k correspond généralement à la mobilité du fluide s'écoulant depuis la formation. Sur la base d'une équation d'écoulement sphérique d'un 25 fluide légèrement compressible dans un milieu homogène, une mobilité en soutirage (-k)d = (Cpf x--A), où Ap' est la chute de pression en soutirage en régime permanent, Cpf est un facteur ps, de proportionnalité de soutirage, et q est le débit du test préliminaire. Généralement, le facteur de proportionnalité de soutirage est basé sur un type d'outil d'acquisition de données utilisé lors de la conduite du test préliminaire. Par exemple, le facteur de proportionnalité de soutirage pour une 30 sonde normale/à long bec et un packer courant peut être de 5660, la proportionnalité de soutirage pour une sonde Martineau peut être de 6186, la proportionnalité de soutirage pour une sonde de 3034191 29469/290FR1 21 grand diamètre peut être de 2395, la proportionnalité de soutirage pour une grande sonde à rayons X peut être de 1556,5, la proportionnalité de soutirage pour un packer de grande surface peut être de 1107, et/ou la proportionnalité de soutirage pour un outil d'acquisition de données StethoScope fourni par Schlumberger Ltd. et ses filiales peut être de 4857 ou 6266 en fonction du modèle. En 5 général, la mobilité en soutirage est basée au moins en partie sur un facteur de proportionnalité de soutirage et un volume de chambres de test préliminaire d'un outil d'acquisition de données. La mobilité en soutirage peut être déterminée au moins en partie d'après l'équation suivante : DDp f X V dat (5) Mobilité en soutirage = où (dT XdP DDpf est le facteur de proportionnalité de soutirage, 10 Vdat est le volume de chambre de l'outil d'acquisition de données, Ti - dPi = pression à la fin de la remontée - , et E(dTi x dPi) est calculé pour toutes les pressions inférieures à la pression de remontée finale. 15 [0079] En outre, la détermination d'une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire peut comprendre la détermination d'une fonction temporelle sphérique et la détermination d'une fonction temporelle radiale. Le système de traitement de données peut analyser la réponse dérivée de pression pour identifier une portion du test préliminaire correspondant à un régime d'écoulement sphérique et/ou une portion du test préliminaire 20 correspondant à un régime d'écoulement radial. Comme on le comprendra, la détermination de la réponse dérivée de pression pour le test préliminaire peut comprendre l'identification d'au moins une portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique. De plus, la détermination de la réponse dérivée de pression pour le test préliminaire peut comprendre l'identification d'au moins une portion du test préliminaire qui correspond à un régime 25 d'écoulement radial. [0080] Sur la base de la réponse dérivée de pression, le système de traitement de données 10 détermine si la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation (bloc 562). En général, si la portion correspondant au régime d'écoulement sphérique et la portion correspondant au régime d'écoulement radial sont identifiées, la réponse dérivée de pression 30 indique que la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation. Cependant, comme étudié précédemment, un joint non étanche entre l'outil d'acquisition de données et la formation, de mauvaises conditions du puits de forage, une perméabilité élevée de la formation, et/ou d'autres conditions de ce type peuvent faire que le fluide ne présente pas un régime d'écoulement sphérique et/ou un régime d'écoulement radial. A son tour, la pression lue 3034191 29469/290FR1 22 en dernier peut ne pas être précise pour déterminer la pression de formation. Par conséquent, en réponse à la détermination que la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation (branche « 0 » du bloc 562), le système de traitement de données 10 détermine la pression de formation comme étant la pression lue en dernier (bloc 564). En réponse à la 5 détermination que la pression lue en dernier n'est pas précise pour déterminer la pression de formation (branche «N » du bloc 562), le système de traitement de données 10 ajuste la pression lue en dernier (bloc 566) en fonction de la réponse dérivée de pression pour déterminer ainsi la pression de formation (bloc 564). [0081] La figure 10A montre un graphique d'exemple 570 qui illustre des données dérivées 10 de pression qui comportent des données dérivées sphériques d'exemples 572 (illustrées par une ligne en tirets) et des données dérivées radiales d'exemples 574 (illustrées par une ligne continue). Comme indiqué, les données dérivées sphériques présentent une tendance plate et les données dérivées radiales présentent une pente de (--12) pendant une portion du test préliminaire qui affiche un régime d'écoulement sphérique 576, et les données dérivées radiales présentent une tendance 15 plate et les données dérivées sphériques présentent une pente de () pendant une portion du test préliminaire qui affiche un régime d'écoulement radial 578. La figure 10B montre un graphique 580 qui comporte des données dérivées d'exemples qui peuvent être déterminées à partir de données de mesure collectées, notamment des données dérivées sphériques et des données dérivées radiales. La figure 10C montre un graphique d'exemple 582 qui représente la pression tracée en 20 fonction d'une fonction temporelle sphérique (par ex., une fonction temporelle sphérique), et la figure 10D montre un graphique d'exemple 584 qui représente la pression tracée en fonction d'une fonction temporelle radiale (par ex., une fonction temporelle radiale). La pente d'une section de droite de la fonction temporelle sphérique de la figure 10C et la pente d'une section de droite de la fonction temporelle radiale peuvent être analysées pour déterminer des caractéristiques du 25 réservoir et/ou de la formation, telles que la mobilité sphérique, un produit mobilité radiale- épaisseur, et/ou une pression extrapolée à une fermeture de puits à l'infini. Comme on le comprendra, les sections de droite illustrées sur les figures 10C et 10D correspondent à des portions des courbes de données dérivées qui présentent une ligne horizontale (par ex., le régime d'écoulement sphérique 576 et le régime d'écoulement radial 578 de la figure 10A). La figure 10E 30 montre un graphique d'exemple 586 qui illustre la relation entre la mobilité en soutirage 588 et un tracé de la pression en fonction du temps pour des données de mesure qui peuvent être collectées conformément à certains modes de réalisation. [0082] La figure 11A montre une illustration schématique d'un puits 600 avec un outil d'acquisition de données 602 positionné pour effectuer un ou plusieurs tests préliminaires sur une 3034191 29469/290FR1 23 formation 604 du puits 600. Dans cet exemple particulier, l'outil d'acquisition de données 602 forme un joint d'étanchéité avec la formation 604. La figure 11A comporte en outre un graphique d'exemple 606 qui illustre une réponse dérivée de pression d'exemple pour un test préliminaire d'exemple comportant des données dérivées radiales 608 et des données dérivées sphériques 610. 5 En outre, la figure 11A comporte un graphique d'exemple 612 qui illustre des données de mesure d'exemples pour le test préliminaire d'exemple et annote une pression lue en dernier 614. Dans cet exemple, les données de mesure et la réponse dérivée de pression indiquent que la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation. [0083] La figure 11B montre une illustration schématique d'un puits 650 avec un outil 10 d'acquisition de données 652 positionné pour effectuer un ou plusieurs tests préliminaires sur une formation 654 du puits 650. Dans cet exemple particulier, l'outil d'acquisition de données 652 forme un joint non étanche avec la formation 654, de telle sorte qu'une fuite de pression peut se développer, laquelle attire le fluide à partir du trou de forage du puits 650. La figure 11B comporte en outre un graphique d'exemple 656 qui illustre une réponse dérivée de pression d'exemple pour 15 un test préliminaire d'exemple comportant des données dérivées radiales 658 et des données dérivées sphériques 660. Dans cet exemple, le joint non étanche a fait que les données dérivées radiales et les données dérivées sphériques présentent des caractéristiques différentes par rapport au graphique 606 de la figure 11A. En particulier, une région annotée 662 indique un point auquel la réponse dérivée de pression peut être affectée par le joint non étanche. En outre, la figure 11B 20 comporte un graphique d'exemple 664 qui illustre des données de mesure d'exemples pour le test préliminaire d'exemple et annote une pression lue en dernier 666. Dans cet exemple, comme étudié, le joint non étanche de l'outil d'acquisition de données 652 conduit à une pression lue en dernier 666 qui n'est pas précise pour déterminer la pression de formation. Conformément à des modes de réalisation, la région annotée 662 indique que la pression lue en dernier n'est pas précise 25 pour déterminer la pression de formation. Par conséquent, comme le montre la figure 11B, une pression de formation 668 est déterminée en fonction de la pression lue en dernier 666 et de la réponse dérivée de pression. En particulier, sur la figure 11B, la pression de formation 668 est déterminée en fonction du point auquel la réponse dérivée de pression a indiqué que l'écoulement du fluide n'était pas caractéristique pour le test préliminaire (par ex., la région mise en évidence 30 662). [0084] De façon générale, bien que la description soit fournie relativement à un test préliminaire et la détermination d'une pression de formation, les modes de réalisation n'y sont pas limités. Comme on le comprendra, pour un réservoir et/ou une formation du réservoir, un ou plusieurs des outils d'acquisition de données peuvent être positionnés à différentes stations dans 3034191 29469/290FR1 24 un puits de forage et configurés pour effectuer un ou plusieurs tests préliminaires. Un outil d'acquisition de données respectif peut effectuer un ou plusieurs tests préliminaires et une pression de formation peut être déterminée pour chaque test préliminaire. Similairement, plusieurs outils d'acquisition de données peuvent effectuer un ou plusieurs tests préliminaires sur une ou plusieurs 5 formations à différentes stations dans un puits de forage du réservoir, et une pression de formation peut être déterminée pour chaque position. Par conséquent, des modes de réalisation peuvent déterminer une pluralité de pressions de formation pour une formation d'un réservoir, de telles pressions correspondant généralement à différentes stations (par ex., profondeurs), de telle sorte que la formation peut être analysée en fonction de la pression de formation à chaque station. 10 [0085] La figure 12 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 700 qui peut être générée par le système de traitement de données 10 et affichée par le biais d'une interface utilisateur. Dans cet exemple, des données de pression collectées pour un test préliminaire sont affichées dans un graphique 702 qui comporte des valeurs de pression 704 en fonction du temps 706. De plus, le graphique d'exemple 702 comporte des 15 données de vitesse du moteur du test préliminaire 708, des données de direction du moteur positionnant l'outil 710 (une direction négative indique que l'outil d'acquisition de données se place contre une formation et une direction positive indique que l'outil d'acquisition de données se retire de la formation), et des données de volume du test préliminaire 712 qui sont contenues dans les données de mesure reçues. Dans cet exemple, les données de mesure comprennent des 20 données de pression collectées à partir d'intervalles (les intervalles étant désignés A, B, C, D, E, et F) d'un test préliminaire effectué par un outil d'acquisition de données. Comme indiqué, dans l'intervalle A, un évènement boue avant 718 se produit après que l'outil d'acquisition de données s'est positionné pour effectuer un test préliminaire,, comme l'indique la vitesse du moteur du piston 708. Dans l'intervalle B, un évènement début de chute 720 se produit, comme l'indiquent la vitesse 25 du moteur du piston 708, la direction du moteur 710, et une augmentation du volume du test préliminaire 714. Un évènement début de remontée 722 se produit dans l'intervalle C, comme l'indiquent la vitesse du moteur du piston 708 et une augmentation du volume du test préliminaire 714. Dans l'intervalle D, une pression lue en dernier 724 pour une portion d'étude du test préliminaire se présente, et simultanément, un évènement début de chute 725 pour une portion 30 finale du test préliminaire se produit, comme l'indiquent la vitesse du moteur du piston 708 et une augmentation du volume du test préliminaire 714. Dans l'intervalle E, un évènement début de remontée 726 pour une portion fmale du test préliminaire se produit, comme l'indiquent la vitesse du moteur du piston 708 et une augmentation du volume du test préliminaire 714. Dans l'intervalle F, un évènement lu en dernier se présente pour une portion finale du test préliminaire, comme 3034191 29469/290FR1 25 l'indiquent la vitesse du moteur du piston 708, la direction du moteur 710, et une diminution du volume du test préliminaire 714. Dans l'intervalle G, un évènement boue après se produit après que l'outil d'acquisition de données s'est retiré d'une paroi de formation du puits, comme l'indiquent la vitesse du moteur du piston 708 et la direction du moteur de positionnement 710. 5 [0086] La figure 13 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 750 qui peut être générée par le système de traitement de données 10 et affichée par le biais d'une interface utilisateur. Dans cet exemple, l'interface utilisateur graphique 750 comprend un graphique 752 qui comporte des données dérivées basées sur les données de mesure illustrées sur la figure 12. En particulier, le graphique 752 comporte des données dérivées 10 pour l'identification du régime d'écoulement associé aux données dérivées sphériques 754 et aux données dérivées radiales 756 en fonction du temps (dans ce cas une variation dans le temps pour le test préliminaire). Comme on le comprendra, les données dérivées sphériques 754 et les données dérivées radiales 756 indiquent une portion du test préliminaire qui révèle un régime d'écoulement sphérique 758 et une portion du test préliminaire qui révèle un régime d'écoulement radial 760. 15 [0087] La figure 14 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 800 qui peut être générée par le système de traitement de données 10 et affichée par le biais d'une interface utilisateur. L'interface utilisateur graphique comprend un graphique 802 qui comporte des données de pression dans le temps 804 issues de données de mesure collectées par un outil d'acquisition de données. Dans cet exemple, un joint de l'outil 20 d'acquisition de données semble mal fixé et/ou non étanche, de telle sorte qu'un évènement lu en dernier 806 et une pression lue en dernier correspondante ne peuvent pas être précis pour déterminer une pression de formation. La figure 15 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 820 qui comprend des données dérivées basées sur les données de mesure de la figure 14. En particulier, l'interface utilisateur graphique 820 comprend 25 un graphique 822 qui comporte des données dérivées sphériques 824 et des données dérivées radiales 826. Dans cet exemple, en raison du joint non étanche et/ou mal fixé, à un temps de 11,1 secondes à compter du moment de l'évènement début de remontée 828, la réponse dérivée de pression pour le test préliminaire ne constitue pas une réponse dérivée de pression associée à la formation. Comme le montre la figure 15, le fluide présente un régime d'écoulement sphérique 30 830 ; cependant, un régime d'écoulement radial n'apparaît pas en raison de la réponse non liée à la formation. [0088] La figure 16 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 840 qui peut être générée par le système de traitement de données 10 et affichée par le biais d'une interface utilisateur. L'interface utilisateur graphique 840 comprend un 3034191 29469/290FR1 26 graphique 842 qui est similaire au graphique 802 de la figure 14. Cependant, dans cet exemple, un évènement lu en dernier 844 a été ajusté en fonction de la réponse dérivée de pression de la figure 15. Comme indiqué, l'évènement lu en dernier a été ajusté pour être égal à 11,1 secondes après un évènement début de remontée 846 en raison de la réponse dérivée de pression analysée sur la figure 5 15. La figure 17 montre une illustration schématique d'une interface utilisateur graphique d'exemple 860 qui peut être générée par le système de traitement de données 10 et affichée par le biais d'une interface utilisateur. L'interface utilisateur graphique 860 comprend un graphique 862 qui comporte des informations de gradient de pression 864. Dans cet exemple, les informations de gradient de pression 864 comprennent les pressions de formation déterminées pour une formation 10 du puits à différentes profondeurs. En particulier, les informations de gradient de pression 864 illustrent la pression de formation 866 déterminée en fonction de l'évènement lu en dernier représenté sur la figure 14 et la pression de formation 868 déterminée sur la figure 16 (c.-à-d. la pression de formation déterminée en fonction de l'évènement lu en dernier ajusté de la figure 16). [0089] Les figures 18A-C montrent des illustrations schématiques d'interfaces utilisateurs 15 graphiques d'exemples 900, 902, 904 qui peuvent être générées par le système de traitement de données 10 et affichées par le biais d'une interface utilisateur. Sur la figure 18A, l'interface utilisateur graphique 900 comprend un graphique 906 qui comporte des données de pression 908 collectées par une sonde d'acquisition de données. Comme indiqué, un évènement lu en dernier 910 peut être déterminé à partir des données de mesure. L'interface utilisateur graphique 902 de 20 la figure 18B comprend un premier graphique 912 qui comporte des données dérivées radiales et un deuxième graphique 914 qui comporte des données dérivées sphériques. Une région mise en , evidence 918 de l'interface utilisateur graphique correspond à des portions des graphiques 912, 914 qui indiquent que la réponse dérivée de pression pour le test préliminaire ne constitue pas une réponse dérivée de pression associée à la formation - autrement dit un joint de la sonde 25 d'acquisition de données peut être mal fixé, la formation peut être hautement perméable, et/ou d'autres conditions de la formation/du puits de forage peuvent avoir affecté les performances du test préliminaire et/ou la collecte de données de mesure par l'outil d'acquisition de données. L'interface utilisateur graphique 904 de la figure 18C comprend un graphique 920 qui donne des informations de gradient de pression de formation pour une formation du puits à diverses 30 profondeurs. Dans cet exemple, une pression de formation 922 déterminée à partir de l'évènement lu en dernier 910 de la figure 18A est représentée. Comme indiqué, la pression de formation déterminée 922 ne s'aligne pas sur d'autres pressions de formation déterminées pour d'autres profondeurs. Comme on le comprendra, la réponse dérivée de pression illustrée sur la figure 18B indique que l'évènement lu en dernier 910 de la figure 18A n'est pas précis pour déterminer une 3034191 29469/290FR1 27 pression de formation. [0090] Les figures 19A-B montrent des illustrations schématiques d'interfaces utilisateurs graphiques d'exemples 940, 942 qui peuvent être générées par le système de traitement de données 10 et affichées par le biais d'une interface utilisateur. Sur la figure 19A, l'interface utilisateur 5 graphique 940 comprend un graphique 944 qui comporte des données de pression dans le temps 946 qui sont similaires aux données de pression dans le temps de la figure 18A. Dans cet exemple, au moins en partie sur la base de la réponse dérivée de pression, l'évènement lu en dernier 910 de la figure 18A a été ajusté à un évènement lu en dernier ajusté 948 de la figure 19A. Comme le montre la figure 19B, l'interface utilisateur graphique 942 comprend un graphique 950 qui 10 comporte des informations de gradient de pression de formation (c.-à-d. la pression de formation en fonction de la profondeur). Comme indiqué, sur la base de l'évènement lu en dernier ajusté 948, la pression de formation 952 déterminée à partir de l'évènement lu en dernier ajusté 948 correspond aux autres pressions de formation mesurées pour la formation. [0091] La figure 20A montre un graphique d'exemple 1000 qui illustre une réponse 15 dérivée de pression pour un test préliminaire qui comporte une portion qui révèle un régime d'écoulement sphérique et une portion qui révèle un régime d'écoulement radial. La figure 20B montre un graphique d'exemple 1010 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la forte perméabilité d'une formation provoque une diminution de pression. Dans de tels scénarios, un évènement lu en dernier ne sera pas précis pour déterminer la 20 pression de formation, mais un évènement fermeture de puits final et une pression de fermeture de puits fmale correspondante peuvent être utilisés pour déterminer la pression de formation. La figure 20C montre un graphique d'exemple 1020 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la forte perméabilité et/ou l'instabilité d'une formation induisent une apparence sinueuse. Dans de tels scénarios, un ajustement linéaire des tracés de fonctions 25 temporelles peut être utilisé pour déterminer la pression de formation. La figure 20D montre un graphique d'exemple 1030 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la forte perméabilité d'une formation provoque l'apparition d'un régime d'écoulement radial. La figure 20E montre un graphique d'exemple 1040 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la perméabilité d'une formation induit une instabilité 30 des données dérivées. Dans de tels scénarios, un ajustement linéaire peut être utilisé pour extrapoler des pressions, et une pression de formation peut être estimée en fonction des pressions extrapolées. La figure 20F montre un graphique d'exemple 1050 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la perméabilité d'une formation est correcte, mais des frontières horizontales ne sont pas rencontrées, de telle sorte qu'un régime d'écoulement radial 3034191 29469/290FR1 28 n'apparaît pas. La figure 20G montre un graphique d'exemple 1060 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel la perméabilité d'une formation est telle qu'un régime d'écoulement sphérique n'apparaît pas. La figure 20H montre un graphique d'exemple 1070 qui illustre une réponse dérivée de pression pour un test préliminaire dans lequel 5 une faible perméabilité a provoqué un développement insuffisant ou la remontée a été arrêtée prématurément. [0092] Par conséquent, conformément à certains modes de réalisation, une pression de formation pour une formation d'un réservoir de pétrole et de gaz peut être déterminée au moins en partie en fonction d'un évènement lu en dernier, d'une pression lue en dernier, et/ou d'une réponse 10 dérivée de pression. Généralement, l'analyse de la réponse dérivée de pression peut indiquer si une pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation. En outre, des modes de réalisation peuvent ajuster un évènement lu en dernier et la pression lue en dernier correspondante au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression pour faciliter ainsi la détermination d'une pression de formation précise. Comme on le comprendra, les pressions de 15 formation déterminées à différentes profondeurs d'un puits de forage associé au réservoir peuvent être analysées pour déterminer un gradient de pression de formation pour la formation du réservoir. [0093] Bien que des modes de réalisation particuliers aient été décrits, il n'est pas envisagé que les modes de réalisation y soient limités, car il est entendu que les modes de réalisation ont une portée aussi vaste que ce que permet la technique, et que la spécification doit être lue en 20 conséquence. Par conséquent, l'homme du métier se rendra compte qu'encore d'autres modifications pourraient être apportées sans s'écarter de son esprit ni de sa portée telle que revendiquée. REVENDICATIONS1. Procédé de détermination d'une pression de formation pour un réservoir, le procédé comprenant : une réception (400) de données de mesure pour un test préliminaire d'une formation du réservoir en provenance d'un outil d'acquisition de données ; une analyse, avec au moins un processeur d'un système de traitement de données, des données de mesure pour déterminer (404) un évènement lu en dernier et une pression lue en dernier correspondante pour le test préliminaire ; une détermination (406), avec l'au moins un processeur, de données dérivées pour une identification du régime d'écoulement basée au moins en partie sur les données de mesure ; une analyse, avec l'au moins un processeur, des données dérivées pour déterminer (408) une réponse dérivée de pression ; et une détermination (410), avec l'au moins un processeur, de la pression de formation pour la formation au moins en partie en fonction de l'évènement lu en dernier, de la pression lue en dernier, et de la réponse dérivée de pression. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la détermination des données dérivées comprend : une détermination de données dérivées sphériques à partir des données de mesure, la réponse dérivée de pression étant déterminée au moins en partie en fonction des données dérivées sphériques. 3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'analyse des données dérivées pour déterminer la réponse dérivée de pression comprend l'analyse des données dérivées sphériques pour identifier une portion du test préliminaire correspondant à un régime d'écoulement sphérique, et la pression de formation pour la formation est déterminée au moins en partie en fonction de la portion du test préliminaire correspondant au régime d'écoulement sphérique. 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la détermination des données dérivées comprend : une détermination de données dérivées radiales à partir des données de mesure, la réponse dérivée de pression étant déterminée en fonction des données dérivées radiales. 3034191 29469/290FRI 30 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel l'analyse des données dérivées pour déterminer la réponse dérivée de pression comprend l'analyse des données dérivées radiales pour identifier une portion du test préliminaire correspondant à un régime d'écoulement radial, et la 5 pression de formation est déterminée au moins en partie en fonction de la portion du test préliminaire correspondant au régime d'écoulement radial. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données dérivées comprennent des données dérivées sphériques et des données dérivées radiales, l'analyse des données dérivées pour 10 déterminer la réponse dérivée de pression comprend l'analyse des données dérivées sphériques pour identifier une première portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique, l'analyse des données dérivées pour déterminer la réponse dérivée de pression comprend l'analyse des données dérivées radiales pour identifier une deuxième portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement radial, et la réponse dérivée de pression est 15 déterminée au moins en partie en fonction de la première portion et de la deuxième portion. 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la détermination de la pression de formation pour la formation comprend : un ajustement de la pression lue en dernier au moins en partie en fonction de la réponse 20 dérivée de pression pour déterminer ainsi la pression de formation. 8. Procédé selon la revendication 7, comprenant en outre : le fait de déterminer si la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression, l'ajustement de la 25 pression lue en dernier au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression pour déterminer ainsi la pression de formation étant effectué en réponse à la détermination que la pression lue en dernier n'est pas précise pour déterminer la pression de formation. 9. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 30 une détermination d'un gradient de pression de formation pour la formation au moins en partie en fonction de la pression de formation. 10. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'analyse des données dérivées pour déterminer la réponse dérivée de pression comprend : 3034191 29469/290FR1 31 une analyse des données dérivées pour déterminer si un régime d'écoulement sphérique est révélé pendant le test préliminaire ; et une analyse des données dérivées pour déterminer si un régime d'écoulement radial est révélé pendant le test préliminaire, 5 dans lequel la pression de formation est déterminée au moins en partie en fonction du fait que le test préliminaire révèle le régime d'écoulement sphérique, et la pression de formation est déterminée au moins en partie en fonction du fait que le test préliminaire révèle le régime d'écoulement radial. 10 11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'analyse des données dérivées pour déterminer la réponse dérivée de pression comprend : une détermination d'une fonction temporelle sphérique et d'une fonction temporelle radiale en fonction des données dérivées et des données de mesure, dans lequel la pression de formation est déterminée au moins en partie en fonction de la 15 fonction temporelle sphérique et de la fonction temporelle radiale. 12. Système de traitement de données (10), comprenant : au moins un processeur (16) ; une mémoire (18) couplée à l'au moins un processeur ; et 20 un code de programme stocké dans la mémoire et configuré pour être exécuté par l'au moins un processeur pour amener l'au moins un processeur à : recevoir des données de mesure pour un test préliminaire d'une formation d'un réservoir en provenance d'un outil d'acquisition de données ; analyser les données de mesure pour déterminer un évènement lu en dernier et une 25 pression lue en dernier correspondante pour le test préliminaire ; déterminer des données dérivées pour une identification du régime d'écoulement basée au moins en partie sur les données de mesure ; analyser les données dérivées pour déterminer une réponse dérivée de pression pour le test préliminaire ; et 30 déterminer une pression de formation pour la formation au moins en partie en fonction de l'évènement lu en dernier, de la pression lue en dernier, et de la réponse dérivée de pression. 13. Système de traitement de données selon la revendication 12, dans lequel les données 3034191 29469/290FR1 32 dérivées sont déterminées : en déterminant des données dérivées sphériques à partir des données de mesure, la réponse dérivée de pression étant déterminée au moins en partie en fonction des données dérivées sphériques. 5 14. Système de traitement de données selon la revendication 13, dans lequel les données dérivées sont analysées pour déterininer la réponse dérivée de pression : en analysant les données dérivées sphériques pour identifier une portion du test préliminaire correspondant à un régime d'écoulement sphérique, et la pression de formation est 10 déterminée au moins en partie en fonction de la portion du test préliminaire correspondant au régime d'écoulement sphérique. 15. Système de traitement de données selon la revendication 12, dans lequel les données dérivées sont déterminées : 15 en déterminant des données dérivées radiales à partir des données de mesure, la réponse dérivée de pression étant déterminée en fonction des données dérivées radiales. 16. Système de traitement de données selon la revendication 15, dans lequel les données dérivées sont analysées pour déterminer la réponse dérivée de pression : 20 en analysant les données dérivées radiales pour identifier une portion du test préliminaire correspondant à un régime d'écoulement radial, et la pression de formation est déterminée au moins en partie en fonction de la portion du test préliminaire correspondant au régime d'écoulement radial. 25 17. Système de traitement de données selon la revendication 12, dans lequel les données dérivées comprennent des données dérivées sphériques et des données dérivées radiales, les données dérivées sont analysées pour déterminer la réponse dérivée de pression en analysant les données dérivées sphériques pour identifier une première portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement sphérique, les données dérivées sont analysées pour 30 déterminer la réponse dérivée de pression en analysant les données dérivées radiales pour identifier une deuxième portion du test préliminaire qui correspond à un régime d'écoulement radial, et la réponse dérivée de pression est déterminée au moins en partie en fonction de la première portion et de la deuxième portion. 3034191 29469/290FR I 33 18. Système de traitement de données selon la revendication 17, dans lequel la pression de formation pour la formation est déterminée : en ajustant la pression lue en dernier au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression pour déterminer ainsi la pression de formation. 5 19. Système de traitement de données selon la revendication 18, dans lequel le code de programme est en outre configuré à l'exécution pour amener l'au moins un processeur à : déterminer si la pression lue en dernier est précise pour déterminer la pression de formation au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression, la pression lue en dernier étant 10 ajustée au moins en partie en fonction de la réponse dérivée de pression pour déterminer ainsi la pression de formation en réponse à la détermination que la pression lue en dernier n'est pas précise pour déterminer la pression de formation. 20. Produit-programme informatique comprenant : 15 un support de stockage lisible par ordinateur ; et un code de programme stocké sur le support de stockage lisible par ordinateur et configuré, à l'exécution, pour amener au moins un processeur à : recevoir des données de mesure pour un test préliminaire d'une formation d'un réservoir en provenance d'un outil d'acquisition de données ; 20 analyser les données de mesure pour déterminer un évènement lu en dernier et une pression lue en dernier correspondante pour le test préliminaire ; déterminer des données dérivées pour une identification du régime d'écoulement basée au moins en partie sur les données de mesure ; analyser les données dérivées pour déterminer une réponse dérivée de pression pour 25 le test préliminaire ; et déterminer une pression de formation pour la formation au moins en partie en fonction de l'évènement lu en dernier, de la pression lue en dernier, et de la réponse dérivée de pression.