FR 3035674 A1 20161104 FR 1652574 A 20160324 1 DOMAINE DE L'INVENTION 10001] Les modes de réalisation présentés ici concernent généralement la modélisation de formations de champs pétrolifères, et plus précisément des procédés et des systèmes de conception d'opérations de fracturation hydraulique et l'optimisation de la production de puits. CONTEXTE DE L'INVENTION 10002] L'optimisation de forage dans des schistes ressources et dans des jeux serrés peut être similaire à certains égards à celle de jeux classiques. Cependant, il existe des différences, par exemple concernant la stabilité au cours du temps du puits de forage du fait d'un forage horizontal de puits exceptionnellement long. 10003] Le développement de formations d'hydrocarbures, tel que le schiste ressource et/ou les jeux serrés, peut s'avérer coûteux et exigeant, en particulier quand on détermine une conception de stimulation de fracturation multiétage appropriée (ou « frac »). Bien que l'optimisation des schistes ressources et des jeux serrés puisse être similaire à certains égards à celle de jeux classiques, certaines différences existent, telles qu'au regard de la stabilité de puits de forage au cours du temps, du fait d'un forage horizontal de puits relativement long. Après développement réussi de par ex. le schiste de Barnett, d'autres schistes ressources et des jeux serrés ont été commercialisés dans toute l'Amérique du Nord, et ces efforts s'étendent maintenant ailleurs, par exemple en Amérique centrale et du Sud, en Europe, en Chine, en Australie et en Russie. Le succès des schistes ressources et des jeux serrés dérive au moins en partie des avancées technologiques au cours des dix dernières années, par exemple sous forme de fracturation hydraulique multiétage de grand volume dans des complétions horizontales, de surveillance microsismique passive et d'emploi étendu de méthodes sismiques tridimensionnelles (« 3D ») des champs. Ces avancées technologiques dans les schistes ressources et dans les jeux serrés peuvent entraîner des défis d'ingénierie uniques en termes de géomécanique, par exemple de forages de puits longs et horizontaux et des méthodes de complétion qui permettent une conception de stimulation de fracture hydraulique multiétage complexe. Un forage horizontal peut engendrer des problèmes importants de stabilité de puits de forage, qui peuvent être induits par des contraintes et dépendant du temps, à partir d'une interaction de formation de fluide. 3035674 2 [0004] Une démarche courante dans certaines zones a consisté à dupliquer la conception dite de Barnett, telle que l'utilisation d'un fluide de fracturation à base d'eau de nappe avec une concentration faible d'agent de soutènement. Toutefois, la conception de Barnett peut s'avérer relativement inefficace dans des champs autres que ceux de schistes 5 de Barnett, tels que les schistes de Haynesville, de Bakken et d'Eagle Ford. Une tendance récente pour développer des schistes ressources et des jeux serrés a consisté à atteindre un champ analogique, à dupliquer la conception optimisée dans le champ analogique puis à optimiser encore sa conception par tâtonnement. Toutefois, cette démarche peut nécessiter une courbe d'apprentissage considérable et des coûts associés pour déterminer la 10 conception optimale de fracturation multiétage pour au moins un puits de forage. La présente divulgation concerne des systèmes et des procédés d'optimisation de conceptions de fracturations pour des puits de forage. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0005] La figure 1 est un schéma de principe d'un système de forage terrestre qui peut 15 être utilisé avec au moins un mode de réalisation d'un processus de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. [0006] La figure 2 est une vue schématique en perspective illustrant un des nombreux modes de réalisation d'un processus de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. [0007] La figure 3 est un tableau illustrant les relations entre géométrie de fracturation 20 hydraulique, anisotropie de contrainte et fragilité d'exemples de formations de réservoir conforme à la divulgation. [0008] La figure 4 est une vue en perspective illustrant un exemple parmi nombre d'autres du chevauchement par contrainte dans une opération de fracturation à séquence alternative conforme à la divulgation. 25 [0009] La figure 5 est une vue schématique illustrant un procédé de mise en oeuvre d'au moins un mode de réalisation d'un modèle de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. [0010] La figure 6 est un système informatique qu'on peut utiliser avec au moins un mode de réalisation d'un processus de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. 30 DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION ILLUSTRATIFS [0011] Il sera tout d'abord apprécié que le développement d'une application industrielle réelle incorporant des aspects des modes de réalisation divulgués devra nécessiter de 3035674 12-08-' 16 15:30 DE- DEJADE & B I SET +33142800183 T-419 P000610008 F-317 3 nombreuses décisions spécifiques à une mise en oeuvre pour atteindre l'objectif ultime du développeur pour le mode de réalisation industriel. Ces décisions propres à la mise en oeuvre peuvent comprendre, et de même ne se limitent pas à, une conformité avec des contraintes liées au système, au domaine commercial, au gouvernement et à d'autres 5 contraintes, qui peuvent varier selon la mise en oeuvre spécifique, le lieu spécifique et d'autres circonstances. Tout en gardant à l'esprit que les efforts d'un développeur puissent être chronophages au sens strict, ce serait néanmoins une entreprise de routine pour les hommes de métier qui bénéficient de la présente divulgation. Il doit également être compris que les modes de réalisation divulgués et enseignés ici sont enclins à de 10 nombreuses modifications variées et à des formes alternatives. [0012] La présente divulgation divulgue des systèmes et des procédés d'optimisation de production des puits de forage. Les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent contribuer à réduire une courbe d'apprentissage associée au puits de forage ou à la formation et, selon au moins un mode de réalisation, peuvent comprendre l'apport de 15 paramètres optimaux de conception de fracturation en fonction d'analyses géomécaniques associées à des connaissances géologiques, géophysiques et/ou pétrophysiques. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la définition d'une direction de puits, la définition d'un espacement de fracturation, le choix d'un système de fluide de fracturation et l'optimisation d'une conception de fracturation, 20 comme sous la forme d'une conception de fracturation hydraulique complexe multiétage. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'au moins une variable géomécanique pour au moins une amélioration partielle de la production, telle qu'un placement de puits, une direction de puits horizontal, un procédé d'isolement d'étage, un intervalle entre étages, un emplacement de forage, un système de fluide de fracturation et 25 un agent de soutènement de fracturation. Dans au moins un mode de réalisation, un système peut comprendre au moins une base de données intégrant une partie ou l'ensemble 3035674 4 des informations géomécaniques associées à des données géologiques, géophysiques, pétrophysiques et de laboratoire pour un champ ou pour une formation. Les analyses géophysiques et pétrophysiques de fractures naturelles et de défauts peuvent aussi être comprises et, selon au moins un mode de réalisation, peuvent servir pour au moins un 5 étage d'une conception de fracturation, comme pour un étage final ou autre ou d'une conception de fracturation hydraulique multiétage, comme on l'explique plus en détail ci-après. [0013] Les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent jouer un rôle important tout au long de la durée de vie d'un réservoir, qui peut être, mais pas forcément, 10 un réservoir tel qu'un schiste ressource ou un jeu serré de pétrole ou de gaz. Par exemple, alors que des champs émergents, tels que ceux d'Amérique centrale/du Sud, d'Europe, de Chine, d'Australie, de Russie et d'ailleurs sont en cours d'exploration et placés dans des phases de planification ou de développement de puits, les avantages des systèmes et des procédés divulgués ici peuvent s'obtenir non seulement pour le premier puits foré dans un 15 lieu particulier mais pour chaque puits foré dans un réservoir particulier, qui peut être tout réservoir conforme à une application particulière. De plus, les systèmes et les procédés divulgués ici peuvent s'appliquer pendant toute phase d'hydrocarbure ou d'autres opérations, telles que par exemple des phases d'exploration, des phases de planification et de développement et d'autres phases, telles que les phases de forage, de complétion et de 20 production, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. [0014] Dans au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la construction d'au moins un modèle pour estimer les propriétés ou les attributs d'une formation, par exemple un modèle de terre mécanique servant à modéliser au moins une caractéristique géomécanique d'une formation. Un modèle terrestre 25 mécanique, ainsi que les autres modèles de la présente divulgation, peut être unidimensionnel (« 1D »), bidimensionnel (« 2D ») ou tridimensionnel (« 3D ») et peut être un modèle unique, tel qu'un modèle indépendant, ou un modèle collectif, en faisant par exemple partie d'au moins un autre modèle, par exemple un modèle terrestre, un modèle de réservoir ou un autre modèle. Un modèle peut comprendre toutes données ou d'autres 30 informations conformes à une application. Les données de modèle peuvent par exemple comprendre des informations dérivant d'un essai mécanique ou autre, par exemple d'analyses principales, et peuvent comprendre toute caractéristique parmi de nombreuses 3035674 5 caractéristiques associées à une formation, telles que par exemple l'anisotropie de schiste, l'hétérogénéité, la pression des pores et d'autres variables, telles que les contraintes in situ. Les systèmes et les méthodes de la présente divulgation qui peuvent, mais pas forcément, être entièrement ou partiellement mis en oeuvre par le biais d'un modèle implémenté sur 5 ordinateur, peuvent s'avérer particulièrement avantageux pour développer des champs non conventionnels, comprenant le forage et l'optimisation de complétion comme on l'indique plus en détail ici. [0015] Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la construction d'un modèle géomécanique pour un schiste ressource ou un 10 autre jeu, qui peut comprendre au moins partiellement la définition de l'anisotropie et l'hétérogénéité d'une formation et le développement ou l'optimisation d'une conception de fracturation multiétage pour la formation. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre le développement ou l'optimisation d'une phase de forage pour une formation, qui peut comprendre la réalisation d'au moins une analyse pour déterminer ou pour estimer les 15 caractéristique de forage de la formation. La réalisation d'une analyse de stabilité de puits de forage peut par exemple comprendre la détermination d'une défaillance de cisaillement, un cisaillement de coffrage, des contraintes critiques (par ex. des fractures ou des défauts à contrainte critique) ou d'autres facteurs, tels que la dépendance vis-à-vis du temps. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la réalisation d'une analyse de trajectoire de 20 puits de forage pour déterminer la longueur, la direction et le parcours global d'un puits de forage. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'au moins un outil de forage ou d'une propriété, qui peut comprendre l'identification de tout nombre de facteurs, tels que au moins le poids de boue, la composition chimique de la boue, des sélections de trépan, une trajectoire, une bonne installation des parties latérales, une 25 collecte de données pendant le forage, le coffrage, etc. [0016] Un procédé d'optimisation d'un puits peut comprendre le développement d'une conception de fracturation hydraulique multiétage propre au réservoir pour optimiser la récupération d'hydrocarbures à partir d'une formation. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre une détermination d'une 30 direction horizontale ou autrement de puits, la détermination de la fracabilité, la détermination d'une géométrie de fracturation hydraulique, l'évaluation des risques de réactivation par défaut, la détermination d'un espacement latéral de puits, la détermination 3035674 6 des intervalles de fracturation hydraulique et la détermination d'au moins un emplacement de fracturation (c.-à-d. de perforation) le long d'un puits de forage, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. Selon au moins un mode de réalisation, une direction horizontale de puits peut se déterminer en fonction d'une conception planifiée ou 5 potentielle de fracturation, par exemple longitudinale ou transversale. Dans au moins certains cas, un puits de forage, tel qu'un puits de forage horizontal, peut être formé dans la même direction ou dans une direction similaire à la direction d'une contrainte horizontale minimale dans une formation. Par exemple, un puits peut être foré parallèlement à un vecteur de contrainte horizontale minimale pour obtenir des fracturations hydrauliques 10 transversales dans un réservoir. Si les contraintes et les directions de contrainte au sein d'une formation ne sont pas considérées ou autrement analysées correctement, les fracturations hydrauliques créées peuvent être moins qu'optimales, ce qui implique le développement de complexités indésirables ou la formation dans des directions indésirables (par ex. par réorientation d'une parallèle à une direction maximale de 15 contrainte). Cela peut entraîner des effets indésirables, par exemple des fractures multiples indésirables, la création d'une tortuosité proche de puits et des diminutions de la conductivité de fracturation proche de puits, ce qui peut conduire à l'augmentation de la pression de traitement voire l'induction de blocages précoces. Une direction locale de contrainte horizontale maximale pour obtenir des fracturations hydrauliques transversales 20 peut, dans au moins un mode de réalisation, être définie à partir des diagraphies d'image de puits de forage, des diagraphies soniques orientées à travers un dipôle et/ou de données de surveillance microsismiques. Du fait de différences inhérentes, par ex. d'anisotropie et d'hétérogénéité de réservoirs respectifs à schistes ressources, serrés et d'autres formations, il peut s'avérer avantageux de réaliser des conceptions de fracturation multiétage sur des 25 bases propres au réservoir. Alors qu' un ou plusieurs modes de réalisation de de la présente divulgation sont décrits plus en détail ci-après en référence à un réservoir servant d'exemple et à des orientations associées, une personne d'expérience ordinaire dans la technique bénéficiant de la présente divulgation comprendra facilement que ces exemples ne sont qu'une partie d'une multitude d'exemples, et que les systèmes et les procédés 30 divulgués ici peuvent s'appliquer à toute formation de réservoir et à tout puits de forage. [0017] En se référant maintenant à la figure 1, on voit un système de forage terrestre 100 qui peut être utilisé pour une fracturation hydraulique en lien avec certains aspects des 3035674 7 exemples de modes de réalisation divulgués ici. Le système de forage terrestre 100 peut servir à forer un puits de forage 10 dans un réservoir 20 à partir d'un emplacement en surface 12, qui peut être une surface au sol, une plateforme de forage ou tout autre emplacement situé en dehors du puits de forage 10 à partir duquel le forage peut être 5 commandé. Le système de forage terrestre 100 comprend un train de forage 26 suspendu à partir de celui-ci, composé d'une longueur continue de tuyauterie connue comme un tubage de forage, qui est constitué de sections de tuyauterie 51 relativement courtes raccordées mutuellement. Le train de forage 26 contient typiquement un ensemble de trou de fond attaché à l'extrémité de celui-ci, qui comprend un moteur rotatif de forage 30 raccordé à un 10 trépan 32. Le forage a habituellement lieu selon un forage glissant où le trépan 32 est mis en rotation par le moteur de forage 30 pendant le forage, mais le tubage de forage n'est pas mis en rotation pendant le forage. L'aptitude à effectuer un forage glissant permet, entre autres choses, le contrôle de la trajectoire du trépan 32, ce qui engage le forage selon une direction inclinée par rapport à la verticale, y compris selon une direction horizontale. 15 100181 La figure 2 est une vue schématique en perspective illustrant un des nombreux modes de réalisation d'un processus de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'un espacement de fracturation, ou d'un intervalle de perforation, pour un réservoir ou pour un puits de forage, tel que pour au moins améliorer en partie la 20 production à partir du réservoir en fonction de la complexité ou de la conductivité de la fracturation. Le fait de trouver un intervalle optimal ou autre de perforation entre les étages de fracturation hydraulique peut améliorer l'amplification artificielle de fracturations complexes en réseau et la conductivité de fracturation dans certaines formations, ce qui peut comprendre un schiste ressource, des jeux serrés ou des formations où une forme 25 planaire de géométrie de fracturation hydraulique est présente ou prévue. Les effets de l'espacement entre fracturations, c.-à-d. l'amplification de fracturations complexes en réseau et de la conductivité de fracturation non soumise à un agent de soutènement peut s'avérer universelle pour certaines des techniques de fracturation multiétage (par ex. séquence, fermeture éclair, etc.). Toutefois, à des fins d'illustration, la figure 2 montre une 30 opération de fracturation à séquence alternative (« ASF ») connue comme la « Texas en deux étapes », parmi de nombreux exemples. Lors d'une telle opération de fracturation, le puits de forage 10 peut être perforé dans une pluralité d'emplacements le long de sa 3035674 8 longueur pour une fracturation hydraulique du réservoir 20, cette fracturation peut avoir lieu dans différentes séquences ou étages. Comme le montre une partie du puits de forage 10 de la figure 2 par exemple, une opération de fracturation peut comprendre trois perforations adjacentes pour fracturation, auxquelles on se réfère ici et auxquelles on fait 5 référence à la figure 2 comme les étages 1, 2, 3 de fracturation dans l'ordre où la fracturation a lieu. Une fois que les étages de fracturation 1 et 2 ont lieu, les fracturations hydrauliques (par ex. complexe planaire) peuvent être produites avec contact limité de réservoir et conductivité de fracturation normale au puits de forage horizontal 10. Toutefois, du fait que des étages I et 2 de fracturation ont lieu, un chevauchement de 10 contrainte peut augmenter la contrainte dans au moins une direction entre les deux étages de fracturation, ce qui peut réduire l'anisotropie de contrainte entre les deux emplacements de fracture. Par exemple, si le puits de forage 10 est parallèle à la direction de contrainte horizontale minimale dans une formation (la direction de Sh dans l'exemple de la figure 2), les étages 1 et 2 de fracturation entraînent un chevauchement de contrainte augmentant la 15 contrainte dans la direction Sh entre les étages. La fracturation à l'étage 3 peut créer des fractures plus complexes, telles que des fractures complexes en réseau. Dans un tel exemple, qui n'en est qu'un parmi de nombreux, l'étage de fracturation 3 peut créer plus de contact de réservoir et une meilleure conductivité de fracturation sans agent de soutènement normalement à un puits horizontal. En conséquence, il peut s'avérer 20 avantageux d'incorporer les effets du chevauchement de contrainte dans la détermination d'un système de fracturation hydraulique multiétage pour un réservoir pour optimiser ou du moins partiellement améliorer le volume stimulé de réservoir (« SRV »). 10019] La figure 3 est un tableau illustrant les relations entre géométrie de fracturation hydraulique, anisotropie de contrainte et fragilité d'exemples de formations de réservoir 25 selon la divulgation. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la définition de ce qu'on appelle « fracabilité » d'une formation qui peut, mais pas forcément, avoir lieu après détermination d'une direction horizontale ou d'un autre de puits pour une conception voulue de fracturation multiétage (par ex. transversale). La fracabilité et la géométrie de fracturation hydraulique inhérente peuvent 30 être estimées, approximées ou autrement définies par l'anisotropie de contrainte et par la fragilité d'une formation, telle qu'un schiste ressource et/ou une formation serrée de réservoir. Le terme fracabilité correspond à la géométrie anticipée ou à la complexité de 3035674 9 fractures susceptibles de se former dans une formation (qui peut être une formation quelconque) du fait des opérations de fracturation hydraulique par rapport à la géométrie de fracture dans une autre formation ou partie de la même formation. Comme il est illustré dans la figure 3, dans certains cas, cette géométrie peut aller de fractures planes à des 5 fractures complexes en réseau. Généralement, une formation présentant une fracabilité supérieure correspond à une formation qui est plus à même de montrer des fractures hydrauliques relativement complexes qu'une formation présentant une fracabilité moindre. Alors que la complexité de la fracturation passe de plane à complexe, un contact de réservoir et une conductivité de fracturation sans agent de soutènement peuvent augmenter. 10 Selon au moins un mode de réalisation de la présente divulgation, la fracabilité et la géométrie de fracturation hydraulique inhérente d'une formation peuvent être estimées ou autrement incorporées dans un procédé et/ou un système pour fracturer hydrauliquement une formation le long d'un puits de forage. Les facteurs qui contrôlent ou qui affectent autrement la fracabilité et la géométrie inhérente de fracture d'une formation peuvent 15 comprendre des contraintes géologiques (par ex. des contraintes in situ) et des propriétés mécaniques de roche (fracture). [0020] Dans au moins un mode de réalisation, les contraintes géologiques et les propriétés mécaniques d'une formation peuvent être représentées par la fragilité et par l'anisotropie de contrainte, et un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la 20 détermination de la propriété parmi la fragilité et l'anisotropie de contrainte qui est plus à même de contrôler la géométrie de fracture hydraulique d'une formation. Par exemple, une fragilité élevée et une anisotropie sous faible contrainte d'une formation induisent plus de complexité de la géométrie de fracture hydraulique (par exemple plus de contact de formation et plus de production). Mais si l'un ou l'autre de ces paramètres de contrôle 25 s'avère défavorable vis-à-vis de la complexité de la géométrie de fracturation hydraulique (c.-à-d. une faible fragilité ou une anisotropie de contrainte élevée), la complexité de la géométrie de fracturation hydraulique diminue nettement. Cela veut dire que la fragilité et l'anisotropie de contrainte sont les paramètres principaux pour définir la géométrie de fracturation hydraulique. Un procédé tel que divulgué ici peut en outre comprendre la 30 détermination de la direction d'anisotropie de contrainte (par ex. horizontale ou verticale) qui est la plus à même de contrôler la géométrie de fracturation hydraulique d'une formation, comme on le détaille ci-après. 3035674 10 [0021] Selon au moins un mode de réalisation, un procédé ou un système de fracturation hydraulique multiétage peut comprendre la représentation des géocontraintes (par ex. de contraintes in situ) sous forme d'anisotropie dans au moins une direction horizontale ou verticale. On peut définir l'anisotropie de contrainte horizontale selon 5 l'équation suivante (Équation 1) : HSAI -1SH -S11\ [0022] Sh [0023] où HSAI = anisotropie de contrainte horizontale, SH = contrainte horizontale maximale et Sh = contrainte horizontale minimale [0024] On peut définir l'anisotropie de contrainte verticale selon l'équation suivante 10 (Équation 2) : [0025] VSAI Sh (Sy - Sh) [0026] où VSAI = anisotropie de contrainte verticale, Sv = contrainte verticale de surcharge et Sh = contrainte horizontale minimale [0027] On peut exprimer HSAI et VSAI sous forme de valeurs sans unité, d'un autre 15 exemple ou de pourcentages. Une HSAI relativement élevée peut indiquer des fractures hydrauliques relativement plus enclines à croître dans la direction de SH. Une HSAI relativement basse peut indiquer des fractures hydrauliques relativement moins enclines à croître dans la direction de SH, ce qui peut entraîner des fractures hydrauliques plus complexes, telles qu'un réseau complexe. De même, une VSAI relativement élevée peut 20 indiquer des fractures hydrauliques relativement plus enclines à croître dans la direction de Sv et une VSAI relativement basse peut indiquer des fractures hydrauliques relativement moins enclines à croître dans la direction de Sv. Les résultats d'au moins une formation de réservoir peuvent être corrélés ou autrement comparés et affichés sous forme de tableau, de graphique ou d'interface d'utilisateur graphique (« GUI »). De plus ou sinon, les propriétés 25 mécaniques de roche (fracture) dans une formation peuvent être représentées en termes de fragilité. La fragilité peut être couramment représentée à l'aide d'un indice de fragilité, ou indice de pseudo-fragilité, en fonction d'une combinaison de module de Young et de nombre de Poisson. Généralement, une roche à module de Young relativement élevé et un nombre de Poisson relativement bas doit être relativement fragile (c.-à-d. qu'elle a un 30 indice de fragilité relativement élevé). Un indice de fragilité relativement élevé peut 3035674 11 indiquer des fractures hydrauliques relativement plus enclines à développer des fractures complexes en réseau. De plus, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'un système optimal de fluide de fracturation, qui peut comprendre la détermination d'un agent de soutènement optimal. La sélection du système de fluide et de 5 l'agent de soutènement peut se faire en fonction de la fracabilité ou du type de géométrie de fracturation hydraulique, qu'on peut déterminer par l'anisotropie de contrainte et par la fragilité comme on l'indique ailleurs ici. Selon le type de géométrie de fracture hydraulique estimée (par ex. plan à réseau complexe), un système optimal de fluide de fracturation et un volume d'agent de soutènement, un type et une taille peuvent être sélectionnés (par ex. 10 d'un gel réticulé à un système d'eau de nappe). [0028] Selon au moins un mode de réalisation, des procédés ou des systèmes de conception ou de mise en oeuvre d'une opération de fracturation hydraulique multiétage pour augmenter le SRV d'un réservoir (qui peut être ou comprendre tout réservoir) peut comprendre la détermination d'au moins une d'anisotropie de contrainte modifiée ou 15 manipulée, telle qu'une anisotropie de contrainte verticale manipulée (VSAI*) ou une anisotropie de contrainte horizontale manipulée (HSAI*). Par exemple, on peut déterminer des anisotropies de contrainte horizontale et verticale manipulées pour au moins un intervalle de réservoir entre les étages de fracturation hydraulique multiétage. Comme HSAI et VSAI, on peut exprimer HSAI* et VSAI* sous forme de valeurs sans unité ou de 20 pourcentages. [0029] On peut définir l'anisotropie de contrainte horizontale manipulée selon l'équation suivante (Équation 3) : HSAI- -(SH 10030] Sh [0031] où HSAI* = anisotropie de contrainte horizontale manipulée, SH = contrainte 25 horizontale maximale et Sh* = contrainte horizontale minimale manipulée [0032] On peut définir l'anisotropie de contrainte verticale manipulée selon l'équation suivante (Équation 4) : VSAI- Sv -Shi [0033] Sh [0034] où VSAI* = anisotropie de contrainte verticale manipulée, Sv = contrainte 30 verticale de surcharge et Sh* = contrainte horizontale minimale manipulée 3035674 12 [0035] La contrainte horizontale minimale manipulée Sh* peut correspondre à l'augmentation de la contrainte dans la direction Sh causée par un chevauchement de contrainte dû à la fracturation (par ex. la pression de fracturation hydraulique et l'ouverture de fracture hydraulique). Ainsi, on peut estimer un SRV plus précis pour un réservoir à 5 portée de main. On peut en outre développer et mettre en oeuvre un plan de fracturation hydraulique multiétage amélioré. [0036] La figure 4 est une vue en perspective illustrant un exemple parmi nombre d'autres du chevauchement par contrainte dans une opération de fracturation à séquence alternative conforme à la divulgation. Comme on l'indique ci-dessus, une augmentation du 10 chevauchement de contrainte peut provenir d'une troisième fracturation hydraulique située entre deux fractures hydrauliques existantes ou autres (n'importe où entre elles). Selon au moins un mode de réalisation de la présente divulgation, le chevauchement de contrainte peut être modélisé ou autrement représenté par une analyse numérique de contrainte, qui peut comprendre la modélisation du chevauchement de contrainte ou les effets potentiels 15 de fractures de complexité accrue utilisant la méthode des éléments discrets ou l'analyse des éléments finis. Dans l'exemple représenté à des fins d'illustration à la figure 4, un indice de fragilité de 50 % a été supposé, ainsi qu'un régime de contrainte à faille décrochante (c.-à-d. que SH > surcharge > Sh). Ce n'est pas nécessairement et pas vraisemblablement toujours le cas bien entendu, comme la fragilité, le régime de contrainte 20 et d'autres facteurs peuvent varier d'une formation à l'autre. Dans l'exemple de la figure 4, entre autres, l'analyse de contrainte numérique montre que la contrainte dans la direction Sh (normale aux plans de fracture hydraulique Pl, P2, P3) augmente d'environ 55 %, et que l'anisotropie consécutive de contrainte diminue d'environ 95 % à environ 30 %. De même, l'analyse d'exemple montre l'augmentation de pression de traitement (par ex. plus 25 de 6 %) pour que la troisième fracture crée un volume similaire de fracturation. Cependant, la pression de traitement peut ne pas représenter des fractures complexes potentielles qui peuvent être créées. Cela veut dire que l'augmentation de pression de traitement réel peut être supérieure quand elle est associée à des fractures complexes potentielles créées entre les deux étages de fracturations précédents. 30 [0037] La figure 5 est une vue schématique illustrant un procédé de mise en oeuvre d'au moins un mode de réalisation d'un modèle de fracturation hydraulique conforme à la divulgation. Dans au moins un mode de réalisation, l'organigramme peut comprendre (tel 3035674 13 qu'il est globalement indiqué au bloc 500) la modélisation, la recommandation ou autrement la détermination d'un système de fluide de fracturation en fonction d'informations géomécaniques, telles que des géocontraintes et des propriétés de formation, et une estimation ou une autre détermination du type et de la complexité de fracturations 5 hydrauliques susceptibles de se produire du fait d'opérations de fracturation dans une formation ou dans une partie d'une formation, qui peut être une formation ou comprendre toute formation ou partie d'une formation conforme à une application. L'organigramme peut aussi comprendre l'analyse d'au moins un ensemble de données géomécaniques, la détermination d'au moins une géométrie de fracturation, le calcul d'au moins une valeur 10 représentant la fragilité, le calcul d'au moins une valeur représentant HSAI, le calcul d'au moins une valeur représentant VSAI et la recommandation, l'émission ou autrement la détermination d'au moins une caractéristique d'une opération de fracturation hydraulique. L'organigramme peut en outre comprendre la définition d'au moins soit la fracabilité soit la géométrie de fracturation hydraulique d'une formation en fonction soit de la fragilité soit 15 de l'anisotropie au moins. 10038] Comme on le montre dans l'exemple de mode de réalisation de la figure 5, entre autres, on peut faire une détermination (bloc 502) pour savoir si une formation a une fracabilité relativement élevée, une fracabilité moyenne ou une fracabilité faible. Une fracabilité relativement élevée (bloc 504) peut être ou comprendre une fragilité de 60 à 20 80 % et une HSAI de 10 à 30 %, et les fractures hydrauliques correspondantes peuvent être du type complexe à réseau (bloc 506). Une fracabilité relativement basse (bloc 508) peut être ou comprendre une fragilité inférieure à 30 % et une HSAI de valeur quelconque, et les fractures hydrauliques correspondantes peuvent être du type plan ou de complexité modérée (bloc 510). Une fracabilité moyenne (bloc 512) (ainsi qu'une fracabilité élevée et 25 basse) peut comprendre des formations ayant un intervalle de fragilité et des valeurs de HSAI/VSAI. Une fracabilité moyenne, un coffrage à fragilité moyenne (bloc 514) peut être ou comprendre une fragilité de 30 à 60 % et une HSAI supérieure à 30 %, et les fractures hydrauliques correspondantes peuvent être du type complexe plan. Une fracabilité moyenne, un coffrage à haute fragilité (bloc 520) peut être ou comprendre une fragilité de 30 60 à 80 % et une HSAI supérieure à 100 %, et les fractures hydrauliques correspondantes peuvent être du type complexe plan. Bien entendu, comme le comprendra un homme du métier bénéficiant de la présente divulgation, toutes les valeurs et tous les intervalles 3035674 14 représentés et décrits pour la figure 5 et ailleurs ici sont à des fins d'explication et d'illustration uniquement. Ces valeurs et ces intervalles peuvent être les mêmes ou différents pour au moins une formation soumise à des applications du inonde réel, et ces valeurs et ces intervalles peuvent et probablement doivent différer d'une formation à l'autre 5 et d'une application à l'autre. [00391 Encore en référence à la figure 5, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la réalisation d'au moins une analyse numérique de contrainte et une définition de l'espacement entre fracturations, par exemple sous forme d'au moins un espacement potentiellement optimal de fracturation pour une formation basée sur au moins une valeur 10 de contrainte cible pour la formation. Une valeur de contrainte cible, telle qu'une HSAI* cible ou une VSAI* cible, peut être ou comprendre une seule valeur, de multiples valeurs, une combinaison de celles-ci ou comme un autre exemple, une valeur qui est liée d'une manière ou d'une autre à ce qui précède. Une valeur de contrainte cible ou un ensemble de valeurs de contrainte cible peuvent représenter ou autrement indiquer au moins un 15 emplacement pour perforer un puits de forage. Comme représenté à des fins d'illustration à la figure 5, une valeur cible de contrainte pour une fracabilité moyenne, un coffrage à fragilité moyenne peut être ou comprendre, mais pas nécessairement, un intervalle de HSAI supérieure de 10 à 30 % (bloc 516). Une valeur de contrainte cible pour une fracabilité moyenne, un coffrage à fragilité élevée peut comprendre, mais pas forcément, 20 un intervalle de HSA1 de 10 à 30 %, et un intervalle de VSAI supérieur à 10 % (bloc 522). Selon au moins un mode de réalisation, entre autres, on peut déterminer un espacement optimal ou autrement souhaitable entre fracturations en définissant au moins deux emplacements de perforation présentant un ou plusieurs espacement(s) entre eux, en modélisant une perforation et une complexité de fracturation au niveau d'au moins un des 25 emplacements de perforation, en modélisant la production obtenue et en répétant les étapes qui précèdent pour différents emplacements de perforation et espacements de fracturation. On peut comparer les modèles de production et l'on peut déterminer des emplacements de perforation et un espacement de fracturation pour une formation particulière à portée de main, qui peut être toute formation (y compris toute partie d'une formation). On peut par 30 exemple recommander ou choisir des emplacements de perforation et un espacement de fracturation pour une formation physique selon laquelle le modèle de production prédit les résultats les plus souhaitables, qui peuvent comprendre ou non un résultat quelconque, tel 3035674 15 que, sans limitation, la production la plus grande. De plus, ou sinon, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'un système de fluide de fracturation utile pour la formation, qui peut comprendre un fluide de fracturation seul ou un fluide associé à au moins un agent de soutènement. Comme le montre l'exemple de mode de réalisation de 5 la figure 5, entre autres, un système à faible viscosité de fluide de fracturation à agent de soutènement à particules fines associé à un espacement de fracturation relativement grand (par ex. un fluide d'eau de nappe, un agent de soutènement de maille 100, et un espacement entre fracturations de plus de 300 pieds, soit environ plus de 91,4 m) peut s'avérer avantageux pour au moins la fracabilité élevée, les formations complexes de fracturation à 10 réseau, alors qu'une viscosité élevée, un système de fluide de fracturation à agent de soutènement grossier (par ex. un fluide de type gel réticulé, un agent de soutènement à maille 20/40) peuvent s'avérer avantageux pour au moins une formation de fracturation à fracabilité faible, plane. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'un espacement de fracturation en fonction 15 de la qualité de la formation du réservoir, par exemple par simulation du réservoir en tant que modèle informatique ou autrement. 100401 Dans la fracabilité moyenne, les formations complexes de fracturation plane, d'autres systèmes de fluide de fracturation et des espacements de fracturation peuvent s'avérer avantageux. Comme le comprendra un spécialiste d'expérience ordinaire 20 bénéficiant de la présente divulgation, un ou plusieurs des systèmes et procédés divulgués ici peuvent comprendre l'estimation ou autrement la détermination d'un système de fluide de fracturation optimisé ou au moins en partie amélioré ou d'un espacement de fracturation pour une formation en fonction de la fracabilité améliorée ou d'estimations de production dérivant d'une comparaison d'au moins deux itérations de modèle construites selon la 25 divulgation, séparément ou en association, en entier ou en partie (généralement indiqué au bloc 518 et 524). Plus précisément, de nombreuses formations à schiste ressource ou serrées présentent une fracabilité moyenne, qui peut induire le fait d'avoir une fragilité moyenne (par ex. 30 à 60 %) et une HSAI moyenne à élevée (par ex. 30 à 100 % ou plus de 100 %), ou une fragilité élevée (par ex. 60 à 70 %) et une HSAI élevée (par ex. plus de 30 100 %), séparément ou en association, en entier ou en partie. Pour au moins une partie des formations à fracabilité moyenne, on peut utiliser un système de fluide de fracturation hybride, qui peut inclure le démarrage avec un fluide de faible viscosité, un fluide de 3035674 16 fracturation à agent de soutènement à particules fines et finissant avec un fluide de fracturation à viscosité élevée et à agent de soutènement brut. Toutefois, la fracabilité de ces formations peut être améliorée ou augmentée et la complexité inhérente des fractures hydrauliques peut être améliorée artificiellement, et selon au moins un mode de réalisation, 5 les systèmes et les procédés divulgués ici peuvent comprendre au moins en partie l'amélioration de l'augmentation et l'estimation d'une amplitude de cette augmentation ou de cette amélioration. [00411 Encore en référence à la figure 5, selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la réduction de l'espacement de fracturation 10 dans une conception de fracturation hydraulique multiétage (par ex. de 300 à 150 pieds, soit environ de 91,4 à 45,7 m) et l'augmentation des contraintes dans une formation entre au moins deux fracturations hydrauliques, comme par création ou par augmentation d'un chevauchement de contrainte. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre l'augmentation du chevauchement de contrainte dans une direction normale ou à peu près 15 normale à au moins une fracturation hydraulique (c.-à-d. augmentation de Sh) et par réduction de la HSAI dans au moins une partie de la formation (cf. Équation 1). Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre l'estimation d'une réduction de la HSAI, qui peut comprendre la réalisation d'une analyse de contrainte numérique pour au moins une partie de la formation (cf. par ex. la figure 4), comme une analyse fondée sur des données 20 représentant au moins une géocontrainte, des propriétés de roche de formation et une pression nette, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. On peut obtenir ces données, mais pas forcément, à partir d'une seule opération de fracturation hydraulique classique. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination ou l'identification d'une HSAI cible pour une formation, la 25 modélisation de la formation et par itérations ou autrement, la détermination d'au moins soit un espacement de fracturation et d'un système de fluide de fracturation qui conduit au moins en partie à la HSAI cible. Un procédé tel divulgué ici peut comprendre la production d'un ensemble d'instructions pour atteindre la HSAI cible et la fracturation hydraulique d'un puits de forage selon les instructions, qui peut comprendre au moins soit la 30 fracturation hydraulique initiale d'un puits de forage soit la modification d'un système de fracturation hydraulique antérieur pour un puits de forage, par exemple par changement d'un fluide de fracturation, d'un agent de soutènement ou d'un espacement. Selon au moins 3035674 17 un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la limitation ou sinon le contrôle d'une variation de Sh pour maintenir la VSAI à une certaine valeur ou proche de cette valeur, ou dans un certain intervalle de valeurs (cf. Équations 1, 2). Par exemple, dans certaines formations, comme dans une formation à fracabilité moyenne 5 présentant une fragilité élevée et une HSAI élevée, une configuration de fracturation fondée sur une HSAI cible relativement basse (par exemple de 10 à 30 %) peut entraîner la production de fractures horizontales ou autres susceptibles d'être involontaires voire indésirables. Dans ces cas, ou dans d'autres applications, un procédé conforme à la divulgation peut comprendre la détermination d'au moins une limite pour Sh pour 10 maintenir une VSAI supérieure à zéro (par ex. 10 % ou une autre valeur supérieure à zéro). Toutefois, il n'est pas nécessaire que cela soit le cas et sinon, ou collectivement, une valeur de Sh peut entraîner une VSAI inférieure ou égale à zéro. [0042] On va maintenant décrire au moins un autre mode de réalisation des systèmes et des procédés de la présente divulgation, ces systèmes et ces procédés pouvant être 15 combinés, en entier ou en partie, avec ceux décrits ci-dessus. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la construction d'un modèle géomécanique d'une formation, la réalisation d'une analyse de fracture pétrophysique de la formation, la réalisation d'une conception de fracturation hydraulique pour au moins une fracture le long d'un puits de forage à travers ou dans la founation, la réalisation d'une 20 analyse de contraintes de la formation en fonction d'au moins une fracture et la réalisation d'une simulation de réservoir de production à partir de la formation par le biais du puits de forage tel que fracturé. Les formations d'hydrocarbures peuvent montrer divers types ou formes de fracturations lorsqu'on les soumet à des opérations de fracturation hydraulique. Comme on l'indique ci-dessus, par exemple, en fonction de la formation et d'au moins un 25 des autres facteurs décrits ici (ou d'autres facteurs susceptibles d'être connus dans la technique), les formations fracturées hydrauliquement peuvent donner des fractures simples, des fractures complexes, des fractures complexes avec des ouvertures de fissures et d'autres, telles que des réseaux complexes de fractures constitués de nombreuses fractures, qui peuvent comprendre tout type de fractures en communication fluidique l'une 30 avec l'autre, en entier ou en partie. Les deux types de fractures dans une formation particulière ou dans un réservoir particulier peuvent concerner au moins une caractéristique de la formation et/ou les matières présentes dans la formation. Ces caractéristiques peuvent 3035674 18 comprendre par exemple l'anisotropie de contrainte et la fragilité, entre autres, par exemple la minéralogie, la résistance des roches, la porosité, la perméabilité, la teneur en argile ou d'autres types de terre, la teneur en carbone organique total (« COT »), la maturité thermique, la teneur en gaz, le gaz en place, la teneur organique et la maturité organique, 5 séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. Les attributs et les caractéristiques d'une formation, et les types de fractures attendus pour donner une fracturation hydraulique de cette formation peuvent affecter au moins une considération lorsqu'on considère des démarches potentielles de fracturation, telles que par exemple une étude de complétion. D'autres facteurs susceptibles d'influer sur la conception de la fracturation peuvent 10 comprendre les résultats d'essai effectués sur un réservoir ou sur une formation, par exemple les analyses de diagraphie et de coeur qui, si elles sont présentes, peuvent être incorporées dans un ou plusieurs des systèmes divulgués ici. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination, l'estimation ou la définition, qui peut comprendre la modélisation, une direction de puits quelconque 15 soit horizontale soit autre, le nombre d'ensembles de perforations, l'espacement entre les ensembles de perforation, l'emplacement pour chaque ensemble de perforation, le type de fluide de fracturation et le débit d'injection de fluide de fracturation, entre autres facteurs, tels que le type d'agent de soutènement et la quantité d'agent de soutènement. [0043] Les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent être utilisés 20 pendant n'importe quelle phase de développement d'une formation, qui peut être toute formation conforme à une application particulière. Par exemple, les systèmes et les procédés de la présente divulgation peuvent être utilisés pendant des phases d'exploration, des phases de planification, des phases de développement de puits et d'autres phases, telles que l'optimisation de forage ou l'optimisation de complétion, séparément ou en 25 combinaison, en entier ou en partie. Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la construction d'un modèle géomécanique, tel qu'un modèle 1D, 2D ou 3D, la réalisation d'une analyse de coeur (par ex. pour déterminer l'anisotropie et/ou l'hétérogénéité d'au moins un matériel, tel qu'un schiste), la réalisation d'une analyse de pression de pores, la réalisation d'une analyse de contrainte in situ et 30 l'estimation d'au moins une propriété mécanique d'une formation par le biais du puits de forage tel que fracturé. Dans au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la réalisation d'une analyse d'optimisation de forage, qui peut, mais 3035674 19 pas forcément, comprendre la réalisation de la stabilité de puits de forage pour déterminer la défaillance due au cisaillement, la dépendance vis-à-vis du temps, le cisaillement de coffrage, les fractures à contraintes critiques ou les défauts ou d'autres facteurs ou paramètres. Une analyse d'optimisation de forage peut comprendre, mais pas forcément, la 5 réalisation d'une analyse de trajectoire de puits de forage pour déterminer (qu'il s'agisse d'une certitude ou d'une estimation) la trajectoire d'un des puits de forage. Ces analyses peuvent entraîner l'identification d'au moins un paramètre de conception optimale de forage, tel que le poids de boue, la composition chimique de la boue, la trajectoire ou d'autres facteurs, tels que le type de coffrage. Selon au moins un mode de réalisation, un 10 procédé tel que divulgué ici peut comprendre la réalisation d'une analyse d'une optimisation de complétion, comme pour déterminer une conception propre au réservoir, multiétage ou d'autre fracturation hydraulique. Par exemple, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'une direction horizontale de puits de forage, la définition de la fracabilité, la détermination d'une géométrie de fracturation, l'évaluation 15 des risques de réactivation par défaut, la détermination d'un espacement latéral de puits et d'autres étapes, telles que par exemple, la détermination de l'intervalle (c.-à-d. l'espacement) de fracturation hydraulique et la localisation précise ou sinon la détermination d'au moins un emplacement de fracturation (c.-à-d. de perforation) hydraulique optimale le long d'au moins un puits de forage. Dans ce contexte, les termes 20 formation et réservoir sont synonymes sauf mention contraire, et les deux termes peuvent comprendre une formation entière ou une partie d'une formation. [0044] Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la création, le traitement ou sinon l'analyse d'une série de modèles, qui peuvent comprendre des modèles 1D, 2D et/ou 3D, et l'estimation, la recommandation ou sinon 25 l'identification d'une opération optimale (ou au moins potentiellement avantageuse dans au moins une manière) de fracturation hydraulique (« HF ») ou de « conception de fracturation » pour un puits de forage, qui peut comprendre une conception de fracturation à un seul étage ou multiétage. Par exemple, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre une analyse de modèle de forage, une analyse de modèle de contrainte, une 30 analyse de modèle de bassin, une analyse de modèle sismique et une analyse d'au moins un autre modèle, tel qu'un modèle d'échelle géographique (par ex. régional, local ou autre), un modèle de contrainte numérique ou un modèle thermique, séparément ou en combinaison, 3035674 20 en entier ou en partie. Un procédé divulgué ici peut comprendre la modélisation et l'analyse de nombreux facteurs associés à au moins une formation ou puits de forage, tels que la teneur en sel, la production, l'injection, le sablage, des facteurs géothermiques et/ou d'autres facteurs, tels qu'au moins un facteur ou paramètre décrit ailleurs ici. Selon au 5 moins un mode de réalisation, au moins une application logicielle existante peut servir à développer ou autrement à analyser au moins un des modèles décrits ici, tels que par exemple, Drillworks Predict®, Geostress®, Presage® ou Drillworks 3D®. Toutefois, cela n'est pas une nécessité et sinon ou collectivement, on peut développer au moins une application logicielle indépendamment pour mettre en oeuvre les systèmes et les procédés 10 de la présente divulgation, séparément ou en combinaison les uns avec les autres ou avec au moins une application existante. 10045] Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre l'entrée, le traitement ou sinon l'analyse de données associées à au moins une formation ou puits de forage, qui peuvent comprendre les données réelles recueillies, les 15 données estimées, les données prédites, les données calculées et/ou toute autre donnée conforme à une application particulière, telle que les données connues d'opérations qui ont eu lieu ou en cours au sein d'au moins une formation ou d'au moins un puits de forage ou pour l'un de ceux-ci. Par exemple, les données de formation peuvent être ou comprendre des données ou d'autres informations extraites d'opérations de câble de forage, d'opérations 20 diagraphie lors de forage (« LWD »), de tests de coeur et d'autres tests ou analyses. Dans au moins un mode de réalisation, un procédé décrit ici peut comprendre l'analyse de données de formation concernant soit la lithologie (par ex. les rayons gamma), la résistivité, la pression de pore, les données soniques (par ex. dipôle traversé orienté), des propriétés mécaniques et autres propriétés de roche, la densité, la température, la pression, la 25 surcharge, la stabilité de puits de forage, les images de formation, les contraintes de formation, les fractures naturelles, la compression uniaxiale ou multiaxiale, la compression considérant l'anisotropie de schiste ou autre (par ex. normale et parallèle à la stratification), le module de Young (par ex. vertical et horizontal), le nombre de Poisson (par ex. vertical et horizontal), la minéralogie (par ex. la diffraction des rayons X (« DRX »), la stabilité de 30 puits au cours du temps, l'interaction fluide-roche (par ex. l'essai de temps d'aspiration capillaire (« CST »), l'intégration d'agent de soutènement, la dureté Brinnell, la taille de trou, le profondeur de puits, le cisaillement, les forces de traction, l'effritement, les 3035674 21 matières de formation, la rupture, les fractures induites par le forage (par ex. les fractures de traction), les régions de contrainte, les cartes de contrainte mondiale, les régimes de contrainte in situ (par ex. les régimes d'extension, les régimes de décrochement, les régimes de compression), l'instabilité de forage, l'instabilité de puits, l'apparition de défauts 5 (par ex. défauts normaux, faille décrochante, défaut d'inversion), les instabilités avec et/ou sans considération d'anisotropie (par ex. anisotropie de schiste) et/ou nettoyage de trou, les débits, la taille de fracture, le type de fluide, la concentration en agent de soutènement, le volume de fluide, le volume d'agent de soutènement, le nombre d'étages de fracturation, la pression effective de confinement, la contrainte moyenne effective, la stratification, le 10 schiste ou autre qualité matérielle de la formation, la trajectoire, l'efficacité, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. 10046] Selon au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la création d'un modèle de vitesse d'intervalle sismique d'une formation, la création d'un modèle de gradient de pression de pore d'une formation, la création d'un 15 modèle de gradient de surcharge d'une formation et la création d'un modèle de gradient de fracture d'une formation. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre l'analyse de contraintes in situ, qui peuvent inclure la détermination d'un régime applicable de contrainte, la détermination d'un type applicable de défaut et la détermination d'au moins un effet de contraintes et de défauts sur au moins un puits de forage. Un procédé tel que 20 divulgué ici peut comprendre la détermination de la manière dont la stabilité de puits peut varier en fonction de l'emplacement et de la position du puits, qui peut comprendre la détermination d'une direction la plus stable, d'au moins une direction stable et des stabilités relatives dans au moins une autre direction. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la détermination d'une direction d'anisotropie à contrainte nulle dans une 25 formation et la manière dont cette direction varie si elle le fait, comme selon au moins une contrainte dans au moins une direction de contrainte au sein de la formation. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la modélisation, la prédiction ou sinon l'analyse de la complexité d'au moins une fracture hydraulique ou autre en fonction de contraintes in situ ou autres présentes dans une formation. Un système peut comprendre un ensemble de 30 données représentant au moins un facteur HF, tel qu'un ensemble de données relatif à la géométrie de fracturation vers au moins un paramètre susceptible de contrôler ou sinon d'affecter la géométrie de fracture résultant d'une fracturation hydraulique. Par exemple, un 3035674 22 ensemble de données peut contenir des informations concernant le type de géométrie de fracturation, l'anisotropie de contrainte, la fragilité, l'étude de complétion et au moins un réservoir, et peut relier ou amener à comparer ces informations quand elles concernent le réservoir au nombre d'au moins un. Dans au moins un mode de réalisation, un ensemble de 5 données peut représenter la présence relative ou l'amplitude du contact de réservoir, la conductivité de fracturation et les fractures naturelles parmi une ou plusieurs formation(s), par exemple en fonction d'au moins un attribut de la ou des formation(s), par ex. la fragilité, le module de Young, le nombre de Poisson et/ou au moins un autre facteur mentionné ici. 10 [9047] Dans au moins un mode de réalisation, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la définition d'un emplacement, d'un espacement, d'un nombre, d'une direction et d'une séquence de perforations pour au moins un puits de forage, l'analyse du SRV, la modification d'au moins un des facteurs précédents, la nouvelle analyse du SRV pour au moins un puits et la détermination des différences de SRV (ou d'autres caractéristiques) à 15 la lumière des changements. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre ces étapes manuellement, automatiquement ou autrement, séparément ou en association, en entier ou en partie, et peut comprendre la réalisation de l'une quelconque des étapes dans un ordre quelconque et dans un nombre quelconque d'itérations. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre l'identification d'au moins un paramètre susceptible de réguler la 20 géométrie HF dans une formation, qui peut être ou comprendre l'un quelconque des paramètres et d'autres facteurs décrits ici. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la sélection d'un fluide de fracturation et d'un système à agent de soutènement pour une formation en fonction d'au moins un paramètre de contrôle de géométrie HF au sein de la formation. Un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la surveillance des paramètres 25 et d'autres facteurs décrits ici pendant les opérations de production et la modification d'au moins un aspect d'une conception de fracturation pour une formation. Selon au moins un mode de réalisation, entre autres, un procédé tel que divulgué ici peut comprendre la modélisation ou sinon l'analyse des caractéristiques d'un réservoir sur une distance ou une longueur d'un puits de forage, qui peut correspondre à toute distance selon une application 30 particulière. Le procédé peut comprendre l'analyse de l'anisotropie de contrainte et l'indice de fragilité (ou fi-acabilité) de cette partie du réservoir, la comparaison des informations précédentes et l'identification d'au moins un emplacement où perforer la formation pour 3035674 23 favoriser (ou du moins favoriser potentiellement) la meilleure production possible à partir de cette formation. Le procédé peut comprendre la détermination d'un système de fracturation utile dans la ou les zone(s) analysée(s). Ainsi, on peut obtenir une production au moins en partie optimisée et des coûts limités par combinaison de caractéristiques 5 pétrophysiques de réservoir et d'analyses géomécaniques de fracabilité le long d'au moins un puits horizontal dans ou à travers une formation. Un procédé d'optimisation de la production à partir d'un puits peut comprendre la combinaison d'analyses pétrophysiques et géomécaniques pour déterminer les emplacements, les directions et les séquences préférables de fracturation hydraulique. Les analyses géophysiques et pétrophysiques de 10 fractures naturelles et de défauts peuvent aussi servir, par exemple, à concevoir des systèmes de fracturation hydraulique finaux ou sinon multiétages. 10048] Selon au moins un mode de réalisation, un système de modélisation d'une opération de fracturation multiétage peut être ou inclure un modèle informatisé d'au moins un puits de forage, de formations, de contraintes, d'anisotropies de contrainte, de fragilité, 15 de fractures hydrauliques, de types de perforation, d'espacements de perforation, de fluides de fracturation, d'agents de soutènement, d'équipements de forage, de tuyaux, de fluides de forage et d'autres facteurs, variables et attributs décrits ici. Selon au moins un mode de réalisation, un système de modélisation d'opération de fracturation multiétage peut être implémenté, en entier ou en partie, grâce à un logiciel, tel qu'au moins une application 20 logicielle décrite ci-dessus. Le logiciel peut comprendre, par ex., des sous-programmes, des programmes, des objets, des composants, des structures de données qui réalisent des tâches particulières ou implémentent des types de données, telles que des données abstraites ou d'autres types de données. Les interface(s) et implémentations de la présente divulgation peuvent résider sur un système informatique approprié (qui peut être tout 25 ordinateur ou système informatique requis par une application particulière) comportant au moins un processeur informatique, tel que Intel Xeon 5500, et un support d'enregistrement lisible par un ordinateur, qui peut être accessible par un certain nombre de supports de mémoire, comprenant une mémoire à semi-conducteur, un disque dur, un CD-ROM et d'autres supports déjà connus ou développés à l'avenir. Un ou plusieurs modes de 30 réalisation de la divulgation peuvent aussi coopérer avec au moins une autre ressource de système, par exemple Oracle® Enterprise, et des ressources appropriées de système 3035674 24 d'exploitation, telles que Microsoft® Windows®, Red Hat® ou d'autres, séparément ou en combinai son. 10049] Un ou plusieurs modes de réalisation de la présente divulgation peuvent coopérer avec d'autres bases de données et avec d'autres ressources disponibles pour un 5 système ou pour un réseau de fracturation multiétage. Par exemple, au moins une implémentation peut coopérer avec au moins une base de données, telle qu'une base de données accessible sur le même ordinateur, sur un bus de données local ou à travers une connexion de réseau. La connexion de réseau peut être un réseau public, comme Internet, un réseau privé, tel qu'un réseau de zone locale (« LAN ») ou une certaine combinaison de 10 réseaux. Les hommes du métier bénéficiant de la présente divulgation apprécieront qu'un ou plusieurs modes de réalisation de la divulgation peuvent être mis en oeuvre dans une diversité de configurations de système informatique, ou d'architectures informatiques. On appréciera qu'un nombre quelconque de systèmes informatiques et de réseaux informatiques soit acceptable pour une utilisation dans des modes de réalisation de la 15 présente divulgation. D'autres modes de réalisation encore peuvent être mis en oeuvre dans des environnements informatiques distribués comme quand les tâches sont effectuées par des dispositifs télécommandés qui peuvent être reliés par un réseau de télécommunication. Dans un environnement informatique distribué, les modules de programme peuvent être localisés, mais pas forcément, à la fois sur un support d'enregistrement informatique local 20 et à distance, y compris des dispositifs de stockage à mémoire ou d'autres supports. 100501 Un ou plusieurs modes de réalisation de la divulgation peuvent être enregistrés sur des supports lisibles par ordinateur, tels que des disques durs, des DVD, des CD ROM, des disques à mémoire flash ou d'autres supports lisibles à semi-conducteur, magnétiques ou optiques, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. Ces supports 25 d'enregistrement informatique peuvent porter des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des modules de programme et d'autres données représentant un ou plusieurs modes de réalisation de la divulgation, ou des parties de ceux-ci, pour le chargement et pour l'exécution par un système informatique de mise en oeuvre. Même si au moins un autre composant interne du système informatique approprié peut ne pas être 30 spécifiquement illustré ou décrit ici, il sera compris des spécialistes d'expérience ordinaire que ces composants et leur interconnexion et fonctionnement sont bien connus. 3035674 25 100511 Selon au moins un mode de réalisation de la divulgation, on peut employer la fédération de données ou d'autres techniques pour combiner des informations à partir d'au moins une base de données, telles que des informations concernant au moins une formation ou autres caractéristiques de celle-ci, séparément ou en combinaison avec des informations 5 issues d'au moins une autre source (par ex. celles décrites ici ailleurs), dans un système d'optimisation d'un modèle ou d'une conception de système de fracturation hydraulique. Cela est possible selon un processus implémenté sur ordinateur qui synchronise (par ex. périodiquement, continûment ou autrement) le modèle avec par exemple les informations les plus courantes concernant une formation de champ pétrolifère physique disponible à un 10 moment particulier ou à des moments intéressants pour l'utilisateur. Il existe de nombreuses sources d'informations qu'on peut utiliser pour obtenir des informations dans un modèle optimisé de fracturation conforme aux modes de réalisation de la divulgation. La ou les base(s) de données utilisées par le Modèle de données d'ingénierie (« EDM ») OpenWells® de la société Landmark Graphics, celles utilisées par Wellview® 15 (MasterView) de Peloton ou d'autres bases de données opérationnelles de forage de puits peuvent fournir des données telles que la latitude et la longitude de puits dans une ou plusieurs formation(s). De plus, ou alternativement, un système conforme à la divulgation peut fournir des informations issues d'au moins un système d'information géographique (« GIS »), de sources publiques de données ou d'autres sources, telles que des bases de 20 données comprenant des informations concernant des matériaux (par ex. des facteurs, des types ou des propriétés de matériels), des tailles de composants (par ex. des diamètres, des longueurs, etc.), des facteurs de friction ou une variable décrite ailleurs ici. Bien entendu, toute donnée ou toutes les données d'une source particulière peuvent être considérées pour une application particulière d'un mode de réalisation, en entier ou en partie, séparément ou 25 en combinaison, et dans au moins certains modes de réalisation, elles peuvent être utilisées pour obtenir d'autres informations qui peuvent ne pas être immédiatement disponibles sous une forme ou sous un format particulier. Par exemple, si la formation souhaitée n'est pas explicitement comprise dans une base de données source, ces informations peuvent être déterminées à partir d'autres informations dans au moins certains cas. 30 [00521 La figure 6 illustre un exemple de système 600 qui peut être utilisé pour réaliser l'ensemble d'un processus de conception et de modélisation de fracturation de puits décrit ici ou une partie de celui-ci. L'exemple de système 600 peut être une station de travail 3035674 26 classique, un bureau ou un ordinateur portable, ou il peut s'agir d'un système personnalisé de calcul 600 développé pour une application particulière. Dans un arrangement typique, le système 600 comprend un bus 602 ou une autre voie de communication servant à transférer des informations parmi d'autres composants au sein du système 600, et une unité centrale 5 604 couplée au bus 602 pour le traitement des informations. Le système 600 peut aussi comprendre une mémoire principale 606, telle qu'une mémoire à accès aléatoire (RAM) ou un autre dispositif de stockage dynamique couplé au bus 602 pour l'enregistrement d'instructions lisibles par un ordinateur à faire exécuter par l'unité centrale 604. La mémoire principale 606 peut aussi servir à enregistrer des variables temporaires ou d'autres 10 informations intermédiaires lors de l'exécution des instructions par l'unité centrale 604. [0053] Le système 600 peut en outre inclure une mémoire morte (ROM) 608 ou un autre dispositif d'enregistrement statique couplé au bus 602 pour enregistrer des informations et des instructions statiques pour l'unité centrale 604. Un dispositif d'enregistrement lisible par ordinateur 610, tel qu'un disque à mémoire non volatile (par ex. 15 une mémoire Flash) ou un disque magnétique, peut être couplé au bus 602 pour l'enregistrement d'informations et d'instructions pour l'unité centrale 604. L'unité centrale 604 peut aussi être couplée par le bus 602 à un affichage 612 pour afficher les informations pour un utilisateur. Au moins un dispositif d'entrée 614, comprenant des claviers alphanumériques et autres, une souris, une boule de commande, des touches de direction de 20 curseur et ainsi de suite peut être couplé au bus 602 pour communiquer des informations et des sélections de commandes à l'unité centrale 604. Une interface de communication 616 peut être prévue pour permettre au système de conception de puits horizontal 600 de communiquer avec un système ou avec un réseau externe. [0054] Selon les exemples de modes de réalisation, au moins une application de 25 modélisation de fracturation hydraulique 618 ou les instructions lisibles par ordinateur la concernant peuvent résider sur le dispositif d'enregistrement 610 ou y être téléchargées pour leur exécution. En général, l'au moins une application 618 est ou contient au moins un programme informatique qui peut être exécuté par l'unité centrale 604 et/ou par d'autres composants pour permettre aux utilisateurs d'effectuer une partie du processus de 30 conception et de modélisation de fracturation hydraulique décrit ici ou son ensemble. Ces applications 618 peuvent être implémentées dans tout langage de programmation informatique approprié ou dans un progiciel de développement logiciel connu des 3035674 27 spécialistes d'expérience ordinaire, y compris diverses versions de C, de C++, de FORTRAN et similaire. 10055] En conséquence, comme on l'a déjà indiqué, les modes de réalisation divulgués ici peuvent être mis en oeuvre d'un certain nombre de manières. En général, selon un 5 aspect, les exemples de modes de réalisation comprennent un procédé mis en oeuvre par ordinateur, de conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir d'hydrocarbures. Le procédé comprend la définition d'une anisotropie d'un matériau de formation présent dans le réservoir, la définition d'une hétérogénéité d'un matériau de formation dans le réservoir et la création, dans une mémoire lisible par ordinateur, d'un 10 modèle géomécanique enregistré électroniquement d'au moins une partie du réservoir basé sur au moins l'anisotropie et l'hétérogénéité, le modèle géomécanique donnant une prédiction d'au moins l'un d'une pression de pore et de contraintes in situ au sein de la partie du réservoir. Le procédé comprend aussi la définition d'une voie de puits de forage dans le modèle géomécanique à travers la partie du réservoir, et l'identification d'une 15 géométrie de fracturation hydraulique estimée de la partie du réservoir au niveau d'un premier et d'un deuxième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage, la géométrie de fracturation hydraulique estimée étant basée sur au moins l'un d'une géocontrainte et d'une propriété mécanique de matériau de formation existant au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation. Le procédé comprend en outre la 20 création, dans la mémoire lisible par ordinateur, d'un modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation, l'estimation d'un premier volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir et l'ajout dans le modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement d'une géométrie de fracturation hydraulique 25 estimée au niveau d'un troisième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage entre les premier et deuxième emplacements de fracturation. Le procédé comprend en outre le calcul d'une anisotropie de contrainte manipulée de la partie du réservoir sur la base de l'ajout de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau du troisième emplacement de fracturation, l'estimation d'un deuxième volume de réservoir stimulé de la 30 partie du réservoir ; et le calcul d'une différence entre le premier volume stimulé de réservoir et le deuxième volume stimulé de réservoir. 3035674 12-082 16 15:31 DE- DEJADE & B I SET +33142800183 T-418 P0008/0008 F-317 28 [0056] Dans certains modes de réalisation, le procédé peut en outre comprendre l'une quelconque des caractéristiques suivantes individuellement ou au moins deux quelconques de ces caractéristiques en combinaison, comprenant : la variation par itérations d'au moins une variable au sein du modèle de géométrie de fracturation, le recalcul de l'anisotropie 5 manipulée de contrainte et l'estimation d'un troisième volume stimulé de réservoir de la partie du réservoir ; le choix de l'au moins une variable dans l'ensemble constitué d'un intervalle de puits, d'un intervalle entre perforations, d'un ordre de perforations et d'une combinaison de ceux-ci ; l'exécution d'une analyse numérique de contrainte d'un intervalle de réservoir entre les premier et deuxième emplacements de fracturation ; le troisième 10 emplacement de fracturation est disposé dans un intervalle de réservoir et situé dans un premier intervalle de perforation à partir du premier emplacement de fracturation et d'un deuxième intervalle de perforation à partir du deuxième emplacement de fracturation, et le procédé comprenant en outre la détermination d'une variation de la contrainte dans au moins une direction dans l'intervalle de réservoir ; la détermination d'une variation d'une 15 pression de traitement en fonction de la variation de contrainte ; la détermination d'une probabilité que la fracturation hydraulique au niveau du troisième emplacement de fracturation puisse causer des fractures de complexité accrue dans l'intervalle de réservoir entre les premier et deuxième emplacements de fracturation ; la détermination d'une anisotropie de contrainte horizontale manipulée (HSAI*) de l'intervalle de réservoir en 20 fonction du premier et du deuxième intervalle de perforation, la HSAI* étant déterminée selon l'équation suivante : ' = (SH- K Sl) ")/(Sh*) ; la détermination d'une pluralité de valeurs de I-ISAI* en fonction d'une pluralité de différentes valeurs pour au moins un des premier et deuxième intervalles de perforation ; identification d'une position du troisième emplacement de fracturation le long de l'intervalle de réservoir où existe une 25 valeur de HSAI* cible ; la détermination d'une anisotropie manipulée verticale de contrainte (VSAI*) de l'intervalle de réservoir, la VSAI* étant déterminée selon l'équation suivante : VSAI 1 (Sv- Sh I A*)/(Sh*) ; et identification d'une position du troisième emplacement de fracturation le long de l'intervalle de réservoir où existe une valeur de VSAI* cible. 30 [0057] En général, selon un aspect, les exemples de modes de réalisation comprennent un système informatique de conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir d'hydrocarbures. Le système informatique comprend une unité centrale montée 3035674 29 dans le système informatique, une unité d'entrée de données connectée à l'unité centrale, l'unité d'entrée de données recevant des données de fracabilité relatives au réservoir d'hydrocarbures, une base de données connectée à l'unité centrale, la base de données stockant les données de fracabilité pour le réservoir d'hydrocarbures, et un dispositif de 5 stockage connecté à l'unité centrale, le dispositif de stockage stockant des instructions lisibles par ordinateur en son sein. Les instructions lisibles par ordinateur sont exécutables par l'unité centrale pour effectuer le procédé de conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir d'hydrocarbures comme on le décrit en substance ci-dessus. [0058] En général, selon un autre aspect encore, les exemples de modes de réalisation 10 comprennent un support lisible par ordinateur stockant des instructions lisibles par ordinateur pour amener un ordinateur à concevoir une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir d'hydrocarbures. Les instructions lisibles par ordinateur comprennent des instructions amenant l'ordinateur à effectuer le procédé de conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir d'hydrocarbures comme on le 15 décrit en substance ci-dessus. [0059] Le rôle des systèmes et des procédés de la présente divulgation peut être continu tout au long de la durée de vie d'un réservoir non conventionnel ou autre, et peut faire l'objet d'une étude lors des phases d'exploration, de planification de puits et de développement, telles que pendant l'optimisation d'une conception de fracturation 20 hydraulique multiétage. Les systèmes et les procédés divulgués ici peuvent améliorer la production et limiter les coûts en limitant les courbes d'apprentissage associées à au moins une formation, telle qu'un schiste ressource émergent et des jeux serrés. D'autres modes de réalisation utilisant un ou plusieurs aspect(s) des systèmes et des procédés décrits ci-dessus peuvent être conçus tout en restant dans la portée de la présente divulgation. Par exemple, 25 les systèmes et les procédés divulgués ici peuvent s'utiliser seuls ou pour former au moins une partie d'un autre système de modélisation, de simulation ou autre système d'analyse. De plus, les divers procédés et modes de réalisation du système de flux de travail peuvent être inclus en combinaison les uns avec les autres pour produire des variantes des procédés et des modes de réalisation divulgués. Une discussion des éléments singuliers peut 30 comprendre plusieurs éléments et vice-versa. Les références à au moins un article suivies d'une référence à l'article peuvent comprendre au moins un des éléments suivants. Aussi, divers aspects des modes de réalisation peuvent être utilisés en conjonction les uns avec les 3035674 30 autres. Sauf quand le contexte l'exige autrement, le verbe « comprendre » et ses formes conjuguées telles que « comprend », « comprennent » ou « comprenant » doivent être compris comme impliquant l'inclusion d'au moins l'élément ou l'étape ou le groupe d'éléments ou d'étapes indiqué ou leurs équivalents, et non l'exclusion d'une quantité 5 numérique supérieure ou de tout autre élément ou étape ou groupe d'éléments ou d'étapes ou d'équivalents de ceux-ci. L'ordre des étapes suivantes peut se produire selon un certain nombre de séquences, sauf limitation spécifique autre. Les diverses étapes décrites ici peuvent se combiner avec d'autres étapes, s'entremêler avec les étapes indiquées, et/ou se diviser en de multiples étapes. De même, on a décrit des éléments de manière fonctionnelle 10 et on peut les mettre en oeuvre en tant que composantes séparées ou on peut les combiner en composantes présentant des fonctions multiples. [0060] Les hommes du métier comprendront qu'un ou plusieurs modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être mis en oeuvre en tant que procédé, de système de traitement de données ou de produit de type programme informatique. En conséquence, au 15 moins un mode de réalisation peut prendre la forme d'un mode de réalisation entièrement matériel, d'un mode de réalisation entièrement logiciel ou d'un mode de réalisation combinant des aspects logiciels et matériels. De plus, au moins un mode de réalisation peut être un produit de type programme informatique sur un support d'enregistrement utilisable par un ordinateur comportant un code de programme lisible par ordinateur sur le support. 20 Tout support approprié lisible par un ordinateur peut être utilisé, y compris, sans s'y limiter, des dispositifs de stockage statique et dynamique, des disques durs, des dispositifs d'enregistrement optique et des dispositifs d'enregistrement magnétique. [0061] Au moins un mode de réalisation peut être décrit ici en référence à des illustrations de type organigramme de procédés, de systèmes et de produits de type 25 programme informatique conformes à la divulgation. On comprendra que chaque bloc d'une illustration de type organigramme et que les combinaisons de blocs dans les illustrations de type organigrammes peuvent être mis en oeuvre par des instructions de programme informatique. Ces instructions de programme informatique peuvent être fournies à un processeur d'ordinateur polyvalent, à un ordinateur spécial ou à un autre 30 appareil de traitement de données programmable pour produire une machine, de sorte que les instructions qui peuvent être exécutées par un processeur d'un ordinateur ou par un autre appareil de traitement de données programmable, peuvent mettre en oeuvre les 3035674 31 fonctions spécifiées dans le bloc ou dans les blocs de l'organigramme, séparément ou en combinaison, en entier ou en partie. [0062] Les instructions de programme informatique peuvent être enregistrées dans une mémoire lisible par ordinateur susceptible de diriger un ordinateur ou un autre appareil de 5 traitement de données programmable à fonctionner d'une manière particulière, de sorte que les instructions enregistrées dans la mémoire lisible par ordinateur entraînent un article de fabrication comprenant des instructions susceptibles de mettre en oeuvre la ou les fonction(s) spécifiée(s) dans le bloc ou dans les blocs de l'organigramme. Les instructions de programme informatique peuvent être chargées sur un ordinateur ou dans un autre 10 appareil programmable de traitement de données pour amener une série d'étapes opérationnelles à être effectuée sur l'ordinateur ou sur un autre appareil programmable pour produire un processus implémenté par ordinateur de sorte que les instructions qui s'exécutent sur l'ordinateur ou sur d'autres appareils programmables produisent les étapes de mise en oeuvre des fonctions spécifiées dans le bloc ou dans les blocs de 15 l'organigramme. [0063] Alors que les modes de réalisation divulgués ont été décrits en référence à un ou plusieurs modes de réalisation particuliers, il sera évident pour les hommes du métier que de nombreux changements peuvent y être faits tout en restant dans la portée de la présente divulgation, et que des modifications et des changements évidents des modes de réalisation 20 décrits sont possibles. Par conséquent, chacun de ces modes de réalisation et de leurs variations évidentes est destiné à être inclus dans la portée de la présente divulgation et la présente demande de brevet entend protéger entièrement l'ensemble de ces modifications et de ces améliorations qui viennent dans la portée (les équivalents étant dûment pris en compte dans l'appréciation de cette dernière) des revendications suivantes. REVENDICATIONS1. Procédé mis en oeuvre par ordinateur, caractérisé en ce que le procédé permet la conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir (20) d'hydrocarbures, et en ce qu'il comprend : la définition d'une anisotropie d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; la définition d'une hétérogénéité d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; la création, dans une mémoire (610) lisible par ordinateur (600), d'un modèle géomécanique enregistré électroniquement d'au moins une partie du réservoir (20) basé sur au moins l'anisotropie et l'hétérogénéité, le modèle géomécanique donnant une prédiction d'au moins l'un d'une pression de pore et de contraintes in situ au sein de la partie du réservoir (20) ; la définition d'une voie de puits de forage (10) dans le modèle géomécanique à travers la partie du réservoir (20) ; l'identification d'une géométrie de fracturation hydraulique estimée de la partie du réservoir (20) au niveau d'un premier et d'un deuxième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), la géométrie de fracturation hydraulique estimée étant basée sur au moins l'un d'une géocontrainte et d'une propriété mécanique de matériau de formation existant au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation ; la création, dans la mémoire (610) lisible par ordinateur (600), d'un modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation ; l'estimation d'un premier volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; l'ajout dans le modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement d'une géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau d'un troisième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), entre les premier et deuxième emplacements de fracturation ; le calcul d'une anisotropie de contrainte manipulée de la partie du réservoir (20) basé sur l'ajout de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau du troisième emplacement de fracturation ; 3035674 33 l'estimation d'un deuxième volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; et le calcul d'une différence entre le premier volume de réservoir stimulé et le deuxième volume de réservoir stimulé. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la variation par itérations d'au moins une variable au sein du modèle de géométrie de fracturation, le recalcul de l'anisotropie de contrainte manipulée et l'estimation d'un troisième volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20). 3. Procédé de la revendication 2, dans lequel ladite au moins une variable est choisie dans l'ensemble constitué d'un intervalle de puits, d'un intervalle entre perforations, d'un ordre de perforations et de leurs combinaisons. 15 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, comprenant en outre la réalisation d'une analyse de contrainte d'un intervalle de réservoir entre les premier et deuxième emplacements de fracturation. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le troisième 20 emplacement de fracturation est disposé dans un intervalle de réservoir et situé dans un premier intervalle de perforation à partir du premier emplacement de fracturation et un deuxième intervalle de perforation à partir du deuxième emplacement de perforation, et le procédé comprend en outre la détermination d'une variation de contrainte dans au moins une direction au sein de l'intervalle de réservoir. 25 6. Procédé de la revendication 5, comprenant en outre la détermination d'une variation dans une pression de traitement en fonction de la variation de contrainte. 7. Procédé selon la revendication 5 ou 6, comprenant en outre la détermination d'une 30 probabilité que la fracturation hydraulique au niveau du troisième emplacement de fracturation va engendrer des fractures de complexité accrue dans l'intervalle de réservoir entre les premier et deuxième emplacements de fracturation. 5 10 3035674 34 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 7, comprenant en outre la détermination d'une anisotropie de contrainte horizontale manipulée (HSAI*) de l'intervalle de réservoir en fonction des premier et deuxième intervalles de perforation, la HSAI" - SH -Sit- 5 HSAI* étant déterminée selon l'équation suivante : Sh s , où SH est une contrainte horizontale maximale et Sh* est une contrainte horizontale minimale manipulée. 9. Procédé selon la revendication 8, comprenant également la détermination d'une pluralité de HSAI* en fonction d'une pluralité de différentes valeurs pour au moins l'un 10 parmi le premier intervalle de perforation et le deuxième intervalle de perforation. 10. Procédé selon la revendication 8 ou 9, comprenant en outre l'identification d'une position du troisième emplacement de fracturation le long de l'intervalle de réservoir où existe une valeur de HSAI* cible. 15 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 à 10, comprenant en outre la détermination d'une anisotropie de contrainte verticale manipulée (VSAI*) de l'intervalle Sv - de réservoir, la VSAI* étant déterminée selon l'équation suivante : VS-241* = Sh* , où Sv est une contrainte verticale de surcharge et Sh* est une contrainte horizontale minimale 20 manipulée. 12. Procédé selon la revendication 11, comprenant en outre l'identification d'une position du troisième emplacement de fracturation le long de l'intervalle de réservoir où existe une valeur de VSAI* cible. 25 13. Système informatique, caractérisé en ce qu'il permet la conception d'une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir (20) d'hydrocarbures, et en ce que le système informatique comprend : une unité centrale (604) montée dans le système informatique ; 3035674 une unité d'entrée (614) de données connectée à l'unité centrale (604), l'unité d'entrée de données recevant des données de fracabilité relatives au réservoir (20) d'hydrocarbures ; une base de données connectée à l'unité centrale (604), la base de données stockant 5 les données de fracabilité pour le réservoir (20) d'hydrocarbures ; et un dispositif de stockage (610) connecté à l'unité centrale (604), le dispositif de stockage (610) stockant des instructions lisibles par ordinateur en son sein, les instructions lisibles par ordinateur étant exécutables par l'unité centrale (604) pour : définir une anisotropie d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; 10 définir une hétérogénéité d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; créer un modèle géomécanique d'au moins une partie du réservoir (20) basé sur au moins l'anisotropie et l'hétérogénéité, le modèle géomécanique donnant une prédiction d'au moins l'un d'une pression de pore et de contraintes in situ au sein de la partie du réservoir (20) ; et 15 définir une voie de puits de forage (10) dans le modèle géomécanique à travers la partie du réservoir (20). 14. Système informatique selon la revendication 13, dans lequel les instructions lisibles par ordinateur amènent en outre l'unité centrale (604) à identifier une géométrie de 20 fracturation hydraulique estimée de la partie du réservoir (20) au niveau d'un premier et d'un deuxième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), la géométrie de fracturation hydraulique estimée étant basée sur au moins l'un d'une géocontrainte et d'une propriété mécanique de matériau de formation existant au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation. 25 15. Système informatique selon la revendication 14, dans lequel les instructions lisibles par ordinateur amènent en outre l'unité centrale (604) à : créer un modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau des premier et deuxième 30 emplacements de fracturation ; estimer un premier volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; et 3035674 36 ajouter dans le modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement une géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau d'un troisième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), entre les premier et deuxième emplacements de fracturation. 5 16. Système informatique selon la revendication 15, dans lequel les instructions lisibles par ordinateur amènent en outre l'unité centrale (604) à : calculer une anisotropie de contrainte manipulée de la partie du réservoir (20) basée sur l'ajout de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau du troisième 10 emplacement de fracturation ; estimer un deuxième volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; et calculer une différence entre le premier volume de réservoir stimulé et le deuxième volume de réservoir stimulé. 15 17. Support lisible par ordinateur, caractérisé en ce que le support stocke des instructions lisibles par ordinateur pour amener un ordinateur (600) à concevoir une opération de fracturation hydraulique pour un réservoir (20) d'hydrocarbures, les instructions lisibles par ordinateur comprenant des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par un processeur, amènent l'ordinateur (600) à : 20 définir une anisotropie d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; définir une hétérogénéité d'un matériau de formation dans le réservoir (20) ; créer un modèle géomécanique d'au moins une partie du réservoir (20) basé sur au moins l'anisotropie et l'hétérogénéité, le modèle géomécanique donnant une prédiction d'au moins l'un d'une pression de pore et de contraintes in situ au sein de 25 la partie du réservoir (20) ; et définir une voie de puits de forage (10) dans le modèle géomécanique à travers la partie du réservoir (20). 3035674 37 18. Support lisible par ordinateur selon la revendication 17, dans lequel les instructions lisibles par ordinateur amènent en outre l'ordinateur (600) à identifier une géométrie de fracturation hydraulique estimée de la partie du réservoir (20) au niveau d'un premier et d'un deuxième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), la 5 géométrie de fracturation hydraulique estimée étant basée sur au moins l'un d'une géocontrainte et d'une propriété mécanique de matériau de formation existant au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation. 19. Support lisible par ordinateur selon la revendication 18, dans lequel les instructions 10 lisibles par ordinateur amènent en outre l'ordinateur (600) à : créer un modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau des premier et deuxième emplacements de fracturation ; estimer un premier volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; et 15 ajouter dans le modèle de géométrie de fracturation enregistré électroniquement une géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau d'un troisième emplacement de fracturation le long de la voie de puits de forage (10), entre les premier et deuxième emplacements de fracturation. 20 20. Support lisible par ordinateur selon la revendication 19, dans lequel les instructions lisibles par ordinateur amènent en outre l'ordinateur (600) à : calculer une anisotropie de contrainte manipulée de la partie du réservoir (20) basée sur l'ajout de la géométrie de fracturation hydraulique estimée au niveau du troisième emplacement de fracturation ; 25 estimer un deuxième volume de réservoir stimulé de la partie du réservoir (20) ; et calculer une différence entre le premier volume de réservoir stimulé et le deuxième volume de réservoir stimulé.