FR 3036518 A1 20161125 FR 1554515 A 20150520 INVERSION POUR CONTRAINTE TECTONIQUE CONTEXTE [0001] Les paléocontraintes se rapportent à des contraintes qui sont intervenues dans le passé géologique (c.-à-d. il y a des milliers ou des millions d'années). L'analyse des paléocontraintes peut comprendre l'opération consistant à déduire les directions selon lesquelles la contrainte s'est exercée et a donné lieu à une caractéristique structurelle dans un environnement géologique. Des variations dans les champs de contraintes au sein de la croûte terrestre peuvent avoir pour résultat une variété de réactions mécaniques, que l'on peut classer en fonction de l'échelle. Par exemple, pensez à une échelle microscopique (par ex. déformation cristalline, comprenant maclage, dissolution par pression, micro-fractures, inclusions fluides alignées, etc.) ou macroscopique (par ex. plissement, fracturation, formation de failles, etc.). À titre d'exemple, on peut cataloguer une déformation (par ex., plissement ou fracturation) sans dissolution comme tension mécanique. La tension tant macroscopique que microscopique peut être élastique et exister tant qu'existe une contrainte différentielle ou elle peut être inélastique en ce que la déformation due à un évènement particulier de contrainte subsiste même après que la contrainte a été éliminée. Dans le dernier cas, déformation inélastique, le champ de contraintes responsable de la déformation, si on peut l'inférer, est alors la paléocontrainte. À titre d'exemple, ANDERSON ou l'analyse andersonienne peut estimer l'état de contrainte provenant de failles (par ex., selon la théorie de formation de failles d'ANDERSON). Toutefois, des preuves provenant d'environnements géologiques démontrent que certaines caractéristiques (par ex., failles d'effondrement obliques, etc.) peuvent être incompatibles avec la théorie d'ANDERSON. Pour gérer de tels environnements, on peut employer une technique telle qu'une technique d'inversion où, par exemple, les paléocontraintes sont déduites des informations sur les failles géologiques. RÉSUMÉ [0002] Un procédé peut comprendre une réception de données pour des fractures associées à un environnement géologique, une mise en oeuvre d'une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une partie des données et d'une attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations de fractures, pour obtenir la contrainte tectonique et une production en sortie de la contrainte tectonique. 3036518 2 Un système peut comprendre un processeur ; une mémoire ; et un ou plusieurs modules stockés dans la mémoire, dans lequel lesdits modules comprennent des instructions exécutables par processeur pour donner des instructions au système dans lequel les instructions comprennent des instructions pour recevoir des données pour des fractures 5 associées à un environnement géologique ; effectuer une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une partie des données et une attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations de fractures, pour obtenir la contrainte tectonique ; et produire en sortie la contrainte tectonique. Un ou plusieurs supports de stockage lisibles par ordinateur peuvent comprendre des instructions exécutables par 10 processeur pour donner des instructions au système dans lequel les instructions comprennent des instructions pour recevoir des données pour des fractures associées à un environnement géologique ; effectuer une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une partie des données et l'attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations de fractures, pour obtenir la contrainte tectonique ; 15 et produire en sortie la contrainte tectonique. Divers autres appareils, systèmes, procédés, etc., sont également décrits. [0003] Ce résumé est fourni pour présenter une sélection de concepts qui sont décrits plus en détail ci-dessous dans la description détaillée. Ce résumé ne vise pas à identifier des caractéristiques clés ou essentielles du sujet revendiqué, pas plus qu'il n'a 20 pour vocation de servir d'aide dans la limitation de la portée du sujet revendiqué. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0004] Les caractéristiques et avantages des modes de réalisation décrits peuvent être plus aisément compris si l'on se réfère à la description qui suit, combinée avec les 25 dessins ci-joints. [0005] La Figure 1 illustre un exemple de système qui comprend divers composants pour simuler un environnement géologique ; [0006] La Figure 2 illustre un exemple de bassin sédimentaire, un exemple de procédé, un exemple de formation, un exemple de puit de forage, un exemple d'outil de 30 forage, un exemple de convention et un exemple de système ; [0007] La Figure 3 illustre des exemples de régimes tectoniques ; [0008] La Figure 4 illustre des exemples de caractéristiques et de contraintes associées ; 3036518 3 [0009] La Figure 5 illustre un exemple de partie d'un environnement géologique et de diverses caractéristiques ; [0010] La Figure 6 illustre un exemple de représentation graphique et de contraintes associées ; 5 [0011] La Figure 7 illustre un exemple de procédé ; [0012] La Figure 8 illustre un exemple de représentation graphique dans un domaine tectonique ; [0013] La Figure 9 illustre un exemple de tableau et un exemple de représentation graphique d'un modèle synthétique ; 10 [0014] La Figure 10 illustre un exemple de représentation graphique dans un domaine tectonique ; [0015] La Figure 11 illustre un exemple de représentation graphique dans un domaine tectonique ; [0016] La Figure 12 illustre un exemple de représentation graphique dans un 15 domaine tectonique ; [0017] La Figure 13 illustre des exemples de représentation graphique dans un domaine tectonique ; [0018] La Figure 14 illustre des exemples de représentation graphique dans un domaine tectonique ; 20 [0019] La Figure 15 illustre un exemple de modèle d'éléments finis de frontière ; et [0020] La Figure 16 illustre des exemples de composants d'un système et d'un système en réseau. 25 DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0021] La description qui suit comprend le meilleur mode actuellement envisagé pour mettre en pratique les réalisations décrites. Cette description ne doit pas être prise dans un sens limitatif, mais est plutôt faite simplement dans le but de décrire les principes généraux des mises en oeuvre. Il faut s'assurer de la portée des modes de réalisation 30 décrits en se reportant aux revendications émises. [0022] On peut modéliser les formations souterraines et les phénomènes physiques connexes au moyen de diverses techniques. De telles techniques peuvent comporter le maillage, ou autre discrétisation, d'un ou plusieurs volumes souterrains qui constituent une formation. À titre d'exemple, un processus peut comprendre l'exécution 3036518 4 d'une inversion de contrainte via un modèle de géomécanique. Là où une formation comprend un ou plusieurs fluides (par ex., un gaz, un liquide ou les deux), une technique de modélisation peut comprendre la formulation d'équations qui représentent des phénomènes physiques tels que la pression, la saturation et la composition. 5 [0023] À titre d'exemple, une infrastructure de géomécanique peut comprendre un ou plusieurs modules qui comprennent des instructions exécutables par processeur. À titre d'exemple, une telle infrastructure peut comprendre des instructions pour mettre en oeuvre la méthode des éléments finis de frontière (BEM, Boundary Element Method) où des surfaces dans l'espace sont décrites au moins en partie par des éléments finis de 10 frontière. À titre d'exemple, une telle infrastructure peut comprendre des équations qui peuvent décrire des dislocations angulaires, par exemple, pour modéliser des champs de contraintes tridimensionnels. À titre d'exemple, un modèle peut prévoir la modélisation de discontinuités dans un espace infini ou semi-infini élastique, hétérogène et isotrope. 15 [0024] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la modélisation d'un champ pétrolifère et gazéifère qui couvre un volume se mesurant, par exemple, en kilomètres. Un modèle d'un tel champ peut comprendre des milliers de mailles ou de points de grille, où chaque maille ou point de grille peut comprendre des valeurs associées, qui peuvent être des inconnues d'équation, par exemple, facultativement par rapport au temps. Étant 20 donné des valeurs initiales (par ex., des conditions initiales) et des valeurs de frontière (par ex., des conditions de frontière), on peut appliquer une technique de solution itérative pour déterminer les inconnues d'équation en un ou plusieurs points dans le temps (par ex., régime permanent ou transitoire). [0025] Comme mentionné, on peut appliquer un procédé comme partie d'une 25 infrastructure. Par exemple, une infrastructure peut comprendre des fonctionnalités pour modéliser un environnement géologique. À titre d'exemple, on peut effectuer une interprétation sismique en utilisant un logiciel « de la sismique à la simulation » (« seismic to simulation ») tels que l'infrastructure « de la sismique à la simulation » PETREL® (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas), par exemple, comme partie d'un flux 30 de traitement pour bâtir un modèle. Même si on a cité l'infrastructure « de la sismique à la simulation » PETREL®, on peut employer d'autres types de logiciels, infrastructures, etc. dans le but de bâtir un modèle. À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre une infrastructure tel que l'infrastructure iBem3DTM, officiellement Poly3DTM 3036518 5 (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas) pour bâtir un modèle, résoudre des équations, etc. [0026] À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre l'infrastructure iBem3DTM pour de la modélisation de contrainte, par exemple, au moyen d'un ou plusieurs modules. À 5 titre d'exemple, un tel progiciel peut mettre en oeuvre une méthode des éléments finis de frontière (BEM). Une telle infrastructure peut fournir une caractérisation et une modélisation de fractures sous-séismiques, ce qui peut faciliter de meilleures décisions de forage (par ex., en utilisant les principes fondamentaux de la physique qui régissent la déformation des roches). Par exemple, la sortie peut comprendre la densité et 10 l'orientation modélisées des failles sous-séismiques dans une région (par ex., qui peut comprendre un réservoir ou des réservoirs). À titre d'exemple, une infrastructure peut fournir une caractérisation et une modélisation de fractures où au moins une partie des fractures peut être associée à une opération telle qu'une opération de fracturation hydraulique. 15 [0027] À titre d'exemple, une infrastructure peut fournir une modélisation de faille en 3D. Dans un tel exemple, un flux de traitement peut viser à identifier des régions d'hydrocarbures pour une éventuelle extraction. La modélisation multidimensionnelle de faille peut contribuer à bâtir et/ou compléter un modèle géologique de structure de réservoir. Les capacités à terme dans une infrastructure peuvent aider à réduire les 20 incertitudes dans l'interprétation sismique des réseaux de failles complexes et permettre de bâtir, d'analyser, etc. des modèles géologiques complexes sous-contraints plus précis. [0028] Pour ce qui est de la conception de puits, forer dans des réservoirs à structure complexe peut présenter des défis, en particulier là où une zone peut avoir une 25 activité tectonique. Une infrastructure peut prévoir la création de modèles multidimensionnels, par exemple de champs de contraintes hétérogènes actuels qui peuvent être provoqués par une formation active de failles, des diapirs de sel, etc. [0029] À titre d'exemple, une contrainte tectonique peut être une paléocontrainte ou, par exemple, associée à une activité telle qu'une fracturation artificielle (par ex., 30 fracturation hydraulique, etc.). [0030] La Figure 1 montre l'exemple d'un système 100 qui comprend diverses composantes de gestion 110 pour gérer divers aspects d'un environnement géologique 150 (par ex., un environnement qui comprend un bassin sédimentaire, un réservoir 151, une ou plusieurs failles 153-1, un ou plusieurs géocorps 153-2, etc.). Par exemple, les 3036518 6 composants de gestion 110 peuvent permettre une gestion directe ou indirecte de la détection, du forage, de l'injection, de l'extraction, etc., par rapport à l'environnement géologique 150. Successivement, des informations supplémentaires sur l'environnement géologique 150 peuvent devenir disponibles en tant que retour 160 (p. ex., 5 facultativement comme entrée pour une ou plusieurs des composants de gestion 110). [0031] Dans l'exemple de la Figure 1, les composants de gestion 110 comprennent un composant 112 de données sismiques, un composant 114 d'informations supplémentaires (par ex., des données de puits/diagraphie), un composant 116 de traitement, un composant 120 de simulation, un composant 130 d'attribut, un composant 10 142 d'analyse/visualisation et un composant 144 de flux de traitement. En fonctionnement, les données sismiques et autres informations fournies par les composants 112 et 114 peuvent être entrées dans le composant 120 de simulation. [0032] Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, le composant 120 de simulation peut dépendre d'entités 122. Les entités 122 peuvent comprendre des entités 15 terrestres ou des objets géologiques tels que puits, surfaces, corps, réservoirs, etc. Dans le système 100, les entités 122 peuvent comprendre des représentations virtuelles d'entités physiques réelles qui sont reconstruites à des fins de simulation. Les entités 122 peuvent comprendre des entités basées sur des données obtenues par détection, observation, etc. (par ex., les données sismiques 112 et autres informations 114). Une 20 entité peut être caractérisée par une ou plusieurs propriétés (par ex., une entité de grille de pilier géométrique d'un modèle terrestre peut être caractérisée par une propriété de porosité). De telles propriétés peuvent représenter une ou plusieurs mesures (par ex., données acquises), des calculs, etc. [0033] Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, le composant 120 de 25 simulation peut fonctionner conjointement avec une infrastructure telle qu'une infrastructure orientée objet. Dans une telle infrastructure, les entités peuvent comprendre des entités reposant sur des classes prédéfinies pour faciliter la modélisation et la simulation. Un exemple disponible dans le commerce d'infrastructure orientée objet est le .NETTM Framework de MICROSOFT® (REDMOND, Washington), qui fournit un 30 jeu de classes extensibles d'objets. Dans le .NETTM Framework, une classe d'objets encapsule un module de code réutilisable et des structures de données associées. On peut utiliser des classes d'objets pour instancier des instances d'objet à utiliser dans un programme, un script, etc. Par exemple, des classes de trous de sonde peuvent définir des objets pour représenter les trous de sonde sur la base de données de puits. 3036518 7 [0034] Dans l'exemple de la Figure 1, le composant 120 de simulation peut traiter les informations pour se conformer à un ou plusieurs attributs spécifiés par le composant 130 d'attribut, qui peut comprendre une bibliothèque d'attributs. Un tel traitement peut intervenir préalablement à l'entrée dans le composant 120 de simulation (par ex., se 5 référer au composant 116 de traitement). À titre d'exemple, le composant 120 de simulation peut effectuer des opérations sur des informations d'entrée sur la base d'un ou plusieurs attributs spécifiés par le composant 130 d'attribut. Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, le composant 120 de simulation peut construire un ou plusieurs modèles de l'environnement géologique 150, sur lesquels on peut compter pour 10 simuler le comportement de l'environnement géologique 150 (p. ex., réactif à un ou plusieurs actes, qu'ils soient naturels ou artificiels). Dans l'exemple de la Figure 1, le composant 142 d'analyse/visualisation peut permettre une interaction avec un modèle ou des résultats à base de modèles (par ex., des résultats de simulation, etc.). À titre d'exemple, la sortie du composant de simulation 120 peut être entrée dans un ou 15 plusieurs autres flux de traitement, comme indiqué par un composant 144 de flux de traitement. [0035] À titre d'exemple, le composant 120 de simulation peut comprendre une ou plusieurs caractéristiques d'un simulateur tel que le simulateur de réservoir ECLIPSETM (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas), le simulateur de réservoir 20 INTERSECTTM (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas), etc. À titre d'exemple, un composant de simulation, un simulateur, etc. peuvent comprendre des fonctionnalités pour mettre en oeuvre une ou plusieurs techniques sans maillage (par ex., pour résoudre une ou plusieurs équations, etc.). À titre d'exemple, on peut simuler un réservoir ou des réservoirs par rapport à une ou plusieurs techniques améliorées d'extraction (par ex., 25 considérer un procédé thermique comme le SADG, etc.). [0036] Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, les composants 110 de gestion peuvent comprendre des caractéristiques d'une infrastructure disponible dans le commerce comme l'infrastructure « de la sismique à la simulation » PETREL® (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas). L'infrastructure PETREL® propose 30 des composants qui permettent une optimisation des opérations d'exploration et de développement. L'infrastructure PETREL® comprend des composants de logiciel « de la sismique à la simulation » qui peuvent produire en sortie des informations à utiliser pour augmenter la performance d'un réservoir, par ex., en améliorant la productivité des équipes d'actifs. Grâce à l'utilisation d'une telle infrastructure, divers professionnels (p. 3036518 8 ex., géophysiciens, géologues et ingénieurs de réservoir) peuvent développer des flux de traitement collaboratifs et intégrer les opérations pour rationaliser les processus. On peut considérer une telle infrastructure comme une application et comme une application dirigée par les données (par ex., où les données sont entrées à des fins de modélisation, 5 simulation, etc.). [0037] Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, divers aspects des composants 110 de gestion peuvent comprendre des modules additionnels ou modules d'extension qui fonctionnent selon les spécifications d'un environnement d'infrastructure. Par exemple, un environnement d'infrastructure disponible dans le commerce vendu 10 sous le nom d'environnement d'infrastructure OCEAN® (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas) permet l'intégration de modules additionnels (ou modules d'extension) dans un flux de traitement d'infrastructure PETREL®. L'environnement d'infrastructure OCEAN® applique un effet multiplicateur aux outils .NETTM (MICROSOFT Corporation, REDMOND, Washington) et offre des interfaces stables, 15 conviviales pour un développement efficace. Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, on peut implanter diverses composantes en tant modules additionnels (ou modules d'extension) qui se conforment aux spécifications d'un environnement d'infrastructure (par ex., selon les spécifications de l'interface de programmation d'applications (API), etc.) et fonctionnent suivant elles. 20 [0038] La Figure 1 montre aussi un exemple d'une infrastructure 170 qui comprend une couche 180 de simulation de modèles avec une couche 190 de services de l'infrastructure, une couche 195 de noyau d'infrastructure et une couche 175 de modules. L'infrastructure 170 peut comprendre l'infrastructure OCEAN® disponible dans le commerce, la couche 180 de simulation de modèles étant le progiciel centré sur les 25 modèles PETREL® disponible dans le commerce, qui héberge les applications d'infrastructure OCEAN®. Dans un mode de réalisation à titre d'exemple, le logiciel PETREL® peut être considéré comme une application dirigée par les données. Le logiciel PETREL® peut comprendre une infrastructure pour l'élaboration et la visualisation des modèles. 30 [0039] À titre d'exemple, une infrastructure peut comprendre des fonctionnalités pour mettre en oeuvre une ou plusieurs techniques de génération de maillage. Par exemple, une infrastructure peut comprendre un composant d'entrée pour recevoir les informations provenant de l'interprétation des données sismiques, un ou plusieurs attributs reposant au moins en partie sur des données sismiques, des données de 3036518 9 journal, des données d'images, etc. Une telle infrastructure peut comprendre un composant de génération de maillage qui traite les informations d'entrée, facultativement combinées à d'autres informations, pour produire un maillage. [0040] Dans l'exemple de la Figure 1, la couche 180 de simulation de modèles 5 peut fournir des objets de domaine 182, agir comme source 184 de données, pourvoir au rendu 186 et fournir diverses interfaces utilisateur 188. Le rendu 186 peut fournir un environnement graphique dans lequel les applications peuvent afficher leurs données alors que les interfaces utilisateur 188 peuvent fournir une ergonomie commune pour les composants d'interface utilisateur d'applications. 10 [0041] À titre d'exemple, les objets de domaine 182 peuvent comprendre des objets entités, des objets propriétés et facultativement d'autres objets. On peut utiliser les objets entités pour représenter géométriquement des puits, des surfaces, des corps, des réservoirs, etc., tandis que l'on peut utiliser les objets propriétés pour fournir des valeurs de propriété ainsi que des versions de données et des paramètres d'affichage. 15 Par exemple, un objet entité peut représenter un puits là où un objet propriété fournit des informations de journal ainsi que des informations de version et des informations d'affichage (par ex., pour afficher le puits en tant que partie d'un modèle). [0042] Dans l'exemple de la Figure 1, les données peuvent être stockées dans une ou plusieurs sources de données (ou magasins de données, généralement des 20 dispositifs physiques de stockage de données), qui peuvent être sur le même site physique ou sur des sites différents et accessibles via un ou plusieurs réseaux. On peut configurer la couche 180 de simulation de modèles pour modéliser des projets. On peut stocker un projet particulier en tant que tel, les informations de projet stockées pouvant comprendre des entrées, des résultats et des cas. Ainsi, lorsque s'achève une session 25 de modélisation, un utilisateur peut stocker un projet. Ultérieurement, on peut accéder au projet et le restaurer au moyen de la couche 180 de simulation de modèles, qui peut recréer des instances des objets de domaine pertinents. [0043] Dans l'exemple de la Figure 1, l'environnement géologique 150 peut comprendre des couches (par ex., la stratification) qui comprennent un réservoir 151 et 30 une ou plusieurs autres caractéristiques telles que la faille 153-1, le géocorps 153-2, etc. À titre d'exemple, l'environnement géologique 150 peut être équipé de n'importe quel appareil parmi une variété de capteurs, détecteurs, actionneurs, etc. Par exemple, l'équipement 152 peut comprendre un ensemble de circuits de communication pour recevoir et émettre des informations en ce qui concerne un ou plusieurs réseaux 155. 3036518 10 De telles informations peuvent comprendre des informations associées à un équipement de fond de puits 154, qui peut être de l'équipement pour acquérir des informations, pour aider à l'extraction des ressources, etc. D'autres équipements 156 peuvent être situés loin d'un emplacement de forage et comprendre exploration, détection, émission ou 5 d'autres circuits. Un tel équipement peut comprendre des circuits de stockage et de communication pour stocker et communiquer données, instructions, etc. À titre d'exemple, on peut prévoir un ou plusieurs satellites à des fins de communication, d'acquisition de données, etc. Par exemple, la Figure 1 montre un satellite en communication avec le réseau 155 qui peut être configuré pour les communications, en 10 notant que le satellite peut en plus ou en variante comprendre des circuits pour l'imagerie (par ex., spatiale, spectrale, temporelle, radiométrique, etc.). [0044] La Figure 1 montre aussi l'environnement géologique 150 comme comprenant facultativement les équipements 157 et 158 associés à un puits qui comprend une partie sensiblement horizontale qui peut couper une ou plusieurs fractures 15 159. Par exemple, considérons un puits dans une formation de schistes qui peut comprendre des fractures naturelles, des fractures artificielles (p. ex., des fractures hydrauliques) ou une combinaison de fractures naturelles et artificielles. À titre d'exemple, on peut forer un puits pour un réservoir qui a une grande extension latérale (p. ex., une formation présente sous forme de couche(s) sensiblement horizontale(s)). 20 Dans un tel exemple, il peut exister des variations latérales de propriétés, de contraintes, etc., une évaluation de ces variations pouvant aider à planifier des opérations, etc. pour exploiter un réservoir à grande extension latérale (p. ex., par fracturation, injection, extraction, etc.). À titre d'exemple, les équipements 157 et/ou 158 peuvent comprendre des composants, un système, des systèmes, etc. pour une fracturation, une détection 25 sismique, une analyse des données sismiques, une évaluation d'une ou de plusieurs fractures, etc. [0045] Comme cela a été mentionné, on peut utiliser le système 100 pour effectuer un ou plusieurs flux de traitement. Un flux de traitement peut être un processus qui comprend un certain nombre d'opérations. Une opération peut intervenir sur des 30 données, par ex. pour créer de nouvelles données, pour mettre à jour les données existantes, etc. À titre d'exemple, une opération peut intervenir sur une ou plusieurs entrées et créer un ou plusieurs résultats reposant, par ex., sur un ou plusieurs algorithmes. À titre d'exemple, un système peut comprendre un éditeur de flux de traitement pour créer, éditer, exécuter, etc. un flux de traitement. Dans un tel exemple, 3036518 11 l'éditeur de flux de traitement peut prévoir la sélection d'un ou plusieurs flux de traitement prédéfinis, d'un ou plusieurs flux de traitement personnalisés, etc. À titre d'exemple, un flux de traitement peut être un flux de traitement pouvant être implanté dans le logiciel PETREL®, par ex., qui intervient sur des données sismiques, un/des attribut(s) 5 sismique(s), etc. À titre d'exemple, un flux de traitement peut être un flux de traitement pouvant être implanté dans l'infrastructure OCEAN®. À titre d'exemple, un flux de traitement peut comprendre une ou plusieurs opérations qui accèdent à un module d'extension (par ex., un code exécutable externe, etc.). [0046] La Figure 2 montre un exemple de bassin sédimentaire 210 (par ex., un 10 environnement géologique), un exemple de procédé 220 de modélisation (par ex., pour un simulateur, etc.), un exemple de formation 230, un exemple de puit de forage 235 dans une formation, un exemple de convention 240 et un exemple de système 250. [0047] À titre d'exemple, on peut appliquer la simulation de réservoir, la modélisation de systèmes pétroliers, etc. pour caractériser divers types 15 d'environnements de subsurface, y compris les environnements comme ceux de la Figure 1. [0048] Sur la Figure 2, le bassin sédimentaire 210, qui est un environnement géologique, comprend des horizons, des failles, un ou plusieurs géocorps et faciès formés sur une certaine période de temps géologique. Ces caractéristiques sont 20 réparties en deux ou trois dimensions dans l'espace, par exemple, par rapport à un système de coordonnées cartésiennes (par ex., x, y et z) ou un autre système de coordonnées (p. ex., cylindrique, sphérique, etc.). Comme on le voit, le procédé 220 de modélisation comprend un bloc 224 d'acquisition de données et un bloc 228 de géométrie de modèles. Certaines données peuvent être impliquées dans la construction d'un 25 modèle initial et, par la suite, le modèle peut facultativement être mis à jour en réponse à la sortie du modèle, des changements dans le temps, des phénomènes physiques, des données supplémentaires, etc. À titre d'exemple, les données pour la modélisation peuvent comprendre un ou plusieurs des éléments suivants : cartes de profondeur ou d'épaisseur, géométries de faille et calendrier provenant de données sismiques, de 30 télédétection, électromagnétiques, de gravité, d'affleurement et de rapport de forage. En outre, les données peuvent comprendre des cartes de profondeur et d'épaisseur résultant de variations de faciès (p. ex., en raison de discordances sismiques) supposées suivre les événements géologiques (temps "iso") et données peuvent comprendre des 3036518 12 variations latérales de faciès (p. ex., en raison d'une variation latérale des caractéristiques de sédimentation). [0049] Pour procéder à la modélisation des processus géologiques, on peut obtenir des données, par exemple, des données telles que des données géochimiques 5 (p. ex., température, type de kérogène, richesse organique, etc.), des données temporelles (provenant p. ex. de paléontologie, datation radiométrique, inversions magnétiques, propriétés de roches et fluides, etc.) et données de conditions aux limites (par ex., historique de flux thermique, température de surface, profondeur d'eau fossile, etc.). 10 [0050] Dans la modélisation des systèmes de bassin et de pétrole, on peut modéliser des quantités telles que les répartitions des températures, des pressions et des porosités dans les sédiments, par ex., en résolvant des équations aux dérivées partielles (PDEs) au moyen d'une ou plusieurs techniques numériques. La modélisation peut aussi modéliser la géométrie par rapport au temps, par exemple, pour rendre 15 compte des changements découlant d'événements géologiques (par ex., dépôts de matériau, érosion de matériau, déplacement de matériau, etc.). [0051] Une infrastructure de modélisation disponible dans le commerce vendu sous le nom d'infrastructure PETROMOD® (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas) comprend des fonctionnalités pour la saisie de divers types d'informations (par 20 ex., sismiques, de puits, géologiques, etc.) pour modéliser l'évolution d'un bassin sédimentaire. L'infrastructure PETROMOD® pourvoit à la modélisation de systèmes pétroliers via la saisie de diverses données telles que des données sismiques, des données de puits et autres données géologiques, par exemple, pour modéliser l'évolution d'un bassin sédimentaire. L'infrastructure PETROMOD® peut prédire si et comment un 25 réservoir a été chargé en hydrocarbures, y compris, par exemple, la source et le calendrier de production d'hydrocarbures, les itinéraires de migration, les quantités, la pression interstitielle et le type d'hydrocarbures dans la subsurface ou dans des conditions de surface. Combinés avec une infrastructure comme l'infrastructure PETROMOD®, les flux de traitement peuvent être structurés pour offrir des solutions 30 d'exploration à l'échelle bassin-à-prospect. Un échange de données entre les infrastructures peut faciliter la construction de modèles, l'analyse de données (p. ex., données d'infrastructure PETROMOD® analysées à l'aide des capacités de l'infrastructure PETREL®) et le couplage des flux de traitement. 3036518 13 [0052] Comme le montre la Figure 2, la formation 230 comprend une surface sensiblement horizontale et diverses couches souterraines. À titre d'exemple, un puit de forage peut être sensiblement vertical. Pour donner un autre exemple, un puit de forage peut être dévié. Dans l'exemple de la Figure 2, le puit de forage 235 peut être considéré 5 comme un forage vertical, par exemple, où l'axe des z s'étend vers le bas perpendiculairement à la surface horizontale de la formation 230. À titre d'exemple, on peut mettre en place un outil 237 dans un puit de forage, par exemple, pour obtenir des informations. Comme cela a été mentionné, un outil de puit de forage peut être configuré pour obtenir des images électriques du puit de forage. À titre d'exemple, l'outil de forage 10 intégral Formation Microlmager (FMI) (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas) peut acquérir des données d'image de puits de forage. Une séquence d'acquisition de données pour un tel outil peut comprendre les opérations consistant à faire passer l'outil dans un puit de forage avec les tampons d'acquisition fermés, ouvrir les tampons et les appuyer contre une paroi du puit de forage, faire circuler du courant électrique dans le 15 matériau délimitant le puit de forage tout en déplaçant l'outil dans le puit de forage et à capter à distance le courant, qui est modifié par les interactions avec le matériau. [0053] À titre d'exemple, un puit de forage peut être vertical, dévié et/ou horizontal. À titre d'exemple, on peut mettre en place un outil pour obtenir des informations dans une partie horizontale d'un puit de forage. L'analyse de ces informations peut révéler 20 des cavités, des plans de dissolution (p. ex., dissolution le long des plans de stratification), caractéristiques liées aux contraintes, événements de dépression, etc. À titre d'exemple, un outil peut acquérir des informations qui peuvent aider à caractériser un réservoir fracturé, facultativement où les fractures peuvent être naturelles et/ou artificielles (par ex., des fractures hydrauliques). De telles informations peuvent faciliter 25 les exécutions, un traitement de stimulation, etc. À titre d'exemple, on peut analyser les informations acquises par un outil à l'aide d'une infrastructure tel que l'infrastructure TECHLOG® (SCHLUMBERGER Limited, HOUSTON, Texas). [0054] Quant à la convention 240 pour le pendage, comme il est montré, l'orientation tridimensionnelle d'un plan peut être définie par son pendage et sa direction. 30 Le pendage est l'angle de pente d'un plan par rapport à un plan horizontal (par ex., un plan imaginaire), mesuré dans un plan vertical suivant une direction spécifique. Le pendage peut être défini par une magnitude (par ex., aussi appelée angle ou quantité) et un azimut (p. ex., aussi connu sous le nom de direction). Comme le montre la convention 240 de la Figure 2, divers angles q indiquent l'angle de pente vers le bas, par exemple, 3036518 14 par rapport à un plan horizontal imaginaire (par ex., surface supérieure plate) ; tandis que le pendage se réfère à la direction vers laquelle penche un plan incliné (par ex., qui peut être donnée en termes de degrés, de direction de compas, etc.). Une autre caractéristique représentée dans la convention de la Figure 2 est la direction (« strike »), 5 qui est l'orientation de la ligne créée par l'intersection d'un plan incliné et d'un plan horizontal (par ex., considérer la surface supérieure plate comme étant un plan horizontal imaginaire). [0055] Certaines conditions supplémentaires concernant le pendage et la direction peuvent s'appliquer à une analyse, par exemple, en fonction des circonstances, 10 orientation des données collectées, etc. Un terme est "vrai pendage" (voir, par ex., DipT dans la convention 240 de la Figure 2). Le vrai pendage est le pendage d'un plan directement mesuré perpendiculairement à la direction (voir, par ex., la ligne dirigée vers le nord et étiquetée "direction" et l'angle a9o) et aussi la valeur maximale possible de la magnitude du pendage. Un autre terme est "pendage apparent" (voir, par ex., DipA dans 15 la convention 240 de la Figure 2). Le pendage apparent peut être le pendage d'un plan tel que mesuré dans toute autre direction que celle du vrai pendage (voir, par ex., OA en tant que DipA pour l'angle a) ; cependant, il est possible que le pendage apparent soit égal au vrai pendage (voir, par ex., 0 en tant que DipA = DipT pour l'angle a90 par rapport à la direction). En d'autres termes, là où on utilise le terme de pendage apparent (par 20 ex., dans un procédé, une analyse, un algorithme, etc.), pour un plan incliné particulier, une valeur pour "pendage apparent" peut être équivalente au vrai pendage de ce plan incliné particulier. [0056] Comme le montre la convention 240 de la Figure 2, le pendage d'un plan vu selon une coupe perpendiculaire à la direction est le vrai pendage (voir, par ex., la 25 surface avec 0 comme DipA = DipT pour l'angle aso par rapport à la direction). Comme cela a été indiqué, le pendage observé sur une coupe dans toute autre direction est le pendage apparent (voir, par ex., les surfaces étiquetées DipA). En outre, comme le montre la convention 240 de la Figure 2, le pendage apparent peut être d'environ 0 degrés (par ex., parallèle à une surface horizontale où le bord d'un plan sécant s'étend 30 dans le sens de la direction). [0057] En termes d'observation du pendage dans les puits de forage, on observe le vrai pendage dans les puits forés verticalement. Dans les puits forés suivant toute autre orientation (ou déviation), les pendages observés sont des pendages apparents (par ex., que certains désignent par pendages relatifs). Afin de déterminer les valeurs 3036518 15 de vrai pendage pour les plans observés dans de tels trous de sonde, à titre d'exemple, on peut appliquer un calcul vectoriel (par ex., sur la base de la déviation du puit de forage) à une ou plusieurs valeurs de pendage apparent. [0058] Comme cela a été mentionné, un autre terme qui trouve une utilisation dans 5 les interprétations sédimentologiques à partir d'images de puit de forage est "pendage relatif' (par ex., DipR). Une valeur de vrai pendage mesurée à partir d'images de puit de forage dans des roches déposées dans des environnements très calmes peut être soustraite (par ex., au moyen de soustraction vectorielle) de pendages dans un corps sablonneux. Dans un tel exemple, les pendages résultants sont appelés pendages 10 relatifs et peuvent trouver une utilisation dans l'interprétation de l'orientation du corps sablonneux. [0059] On peut utiliser une convention telle que la convention 240 en ce qui concerne une analyse, une interprétation, un attribut, etc. (voir, par ex., les différents blocs du système 100 de la Figure 1). À titre d'exemple, on peut décrire, en partie, divers 15 types de caractéristiques par le pendage (par ex., stratification sédimentaire, failles et fractures, cuestas, dykes et filons-couches ignés, foliation métamorphique, etc.). À titre d'exemple, le pendage peut se modifier dans l'espace lorsque la couche approche un géocorps. Par exemple, considérons un corps de sel qui peut s'élever en raison de diverses forces (par exemple, force ascensionnelle, etc.). Dans un tel exemple, le 20 pendage peut tendre vers le haut lorsqu'un corps de sel se déplace vers le haut. [0060] Une interprétation sismique peut viser à identifier et/ou classer une ou plusieurs limites de subsurface sur la base au moins en partie d'un ou plusieurs paramètres de pendage (par ex., angle ou magnitude, azimut, etc.). À titre d'exemple, on peut décrire divers types de caractéristiques (par ex., stratification sédimentaire, failles 25 et fractures, cuestas, dykes et filons-couches ignés, foliation métamorphique, etc.) au moins en partie par l'angle, au moins en partie par l'azimut, etc. [0061] À titre d'exemple, on peut proposer des équations pour l'expulsion et la migration du pétrole, qui peuvent être modélisées et simulées, par ex., par rapport à une période de temps. La migration du pétrole à partir d'un matériau source (par ex., 30 migration primaire ou expulsion) peut comprendre l'utilisation d'un modèle de saturation où les valeurs de migration-saturation commandent l'expulsion. Des déterminations en ce qui concerne une migration secondaire du pétrole (par ex. huile ou gaz) peuvent comprendre l'utilisation d'un potentiel hydrodynamique de fluide et la prise en compte des forces d'entraînement qui favorisent l'écoulement du fluide. De telles forces peuvent 3036518 16 inclure le gradient de flottabilité, le gradient de pression interstitielle et le gradient de pression capillaire. [0062] Comme le montre la Figure 2, le système 250 comprend un ou plusieurs dispositifs 252 de stockage d'informations, un ou plusieurs ordinateurs 254, un ou 5 plusieurs réseaux 260 et un ou plusieurs modules 270. Pour ce qui est des dits ordinateurs 254, chaque ordinateur peut comporter un ou plusieurs processeurs (par ex., ou processeur coeur) 256 et une mémoire 258 pour stocker des instructions (par ex., des modules) exécutables par au moins un des dits processeurs. À titre d'exemple, un ordinateur peut comprendre une ou plusieurs interfaces de réseau (par ex., filaires ou 10 sans fil), une ou plusieurs cartes graphiques, une interface d'affichage (par ex. filaire ou sans fil), etc. À titre d'exemple, on peut stocker, traiter, communiquer, etc. une imagerie telle que l'imagerie de surface (par ex., satellitaire, géologique, géophysique, etc.). À titre d'exemple, les données peuvent comprendre des données SAR, des données GPS, etc. et peuvent être stockées, par exemple, dans un ou plusieurs des dispositifs 252 de 15 stockage. [0063] À titre d'exemple, lesdits modules 270 peuvent comprendre des instructions (par ex., stockées en mémoire) exécutables par un ou plusieurs processeurs pour ordonner au système 250 d'effectuer diverses actions. À titre d'exemple, le système 250 peut être configuré de telle sorte que lesdits modules 270 se chargent d'établir 20 l'infrastructure 170 de la Figure 1 ou une partie de celui-ci. À titre d'exemple, on peut exécuter un ou plusieurs procédés, techniques, etc. au moyen d'un ou plusieurs modules, qui peuvent être, par exemple, un ou plusieurs des dits modules 270 de la Figure 2. [0064] La Figure 3 illustre un exemple d'un régime tectonique 300 et des exemples de formation de failles normales 310, de failles à décrochement 320 et de failles inverses 25 330. On peut définir la contrainte, par exemple, comme la force agissant sur un plan rapportée à l'unité de surface. Dans un corps solide, par exemple, un état de contrainte en un point dans le corps solide peut être décrit par les orientations et les magnitudes de trois contraintes appelées contraintes principales, qui sont orientées perpendiculairement l'une à l'autre (par ex., orthogonales entre elles). 30 [0065] Comme le montre la Figure 3, ai , 62 et os sont des contraintes principales de compression ou de traction où, en magnitude, 1 > 2 > 3. À titre d'exemple, autour d'un point, on peut montrer ou représenter les trois contraintes principales sous forme d'un ellipsoïde où la magnitude de chaque composante définit un maximum (par ex. et un « minimum ») sur l'axe correspondant des trois axes orthogonaux. Le « minimum » 3036518 17 est en fait un autre maximum car contrainte de compression et déformation de raccourcissement sont considérées comme positives en mécanique des roches et en tectonique parce que dans le globe terrestre les trois contraintes principales ont tendance à être de compression (par ex., sauf autour de vides souterrains tels que les grottes, très 5 près de la surface du globe, etc.). [0066] On peut définir le régime tectonique 300 en considérant qu'un axe est vertical. Par exemple, un régime de faille normale correspond à ai qui est vertical, un régime de faille à décrochement correspond à a2 qui est vertical et un régime de faille chevauchante ou inverse correspond à a3 qui est vertical. Le régime tectonique 300 peut 10 également définir des contraintes aH, ah et a' comme étant la contrainte horizontale maximale (aH), la contrainte horizontale minimale (ah) qui peut être orthogonale par rapport à la contrainte horizontale maximale et une contrainte verticale (av). L'orientation de la contrainte horizontale maximale aH peut être définie par un angle OH, qui peut être de locale (par ex., pour un point ou une caractéristique), de champ distant, etc. 15 [0067] La Figure 4 montre quelques exemples d'informations d'orientation en ce qui concerne des fractures 410, qui peuvent comprendre une fracture de tension 420 (par ex., une diaclase), une fracture de cisaillement 430 et une fracture de compression 450 (par ex., une stylolithe). À titre d'exemple, on peut parler de fractures mécaniques (par ex., types de fracture mécanique) pour les fractures 420, 430 et 450 ; à noter que des 20 phénomènes chimiques, thermiques, etc. peuvent être impliqués. [0068] Une fracture de tension peut se former là où une contrainte de traction dans une direction perpendiculaire à un plan de fracture potentielle atteint une résistance à la traction de la roche. Une fracture de tension peut montrer une extension perpendiculaire aux parois de la fracture. Les types de fractures de tension (par ex., ou ruptures par 25 tension) comprennent, par exemple, les diaclases et les veines. [0069] Une fracture de cisaillement peut être provoquée par une contrainte de cisaillement. Une fracture de cisaillement peut être une fracture le long de laquelle le mouvement relatif est parallèle aux parois de la fracture. Les types de fractures de cisaillement comprennent, par exemple, les failles et les bandes de déformation. 30 [0070] Une fracture de compression (ou une fracture antifissures ou de fermeture) peut se former avec une contrainte de compression dans une direction perpendiculaire à un éventuel plan de fracture. Une fracture de compression peut montrer une contraction perpendiculaire aux parois de la fracture. Les types de fractures de compression comprennent, par exemple, les stylolithes et les bandes de tassement. 3036518 18 [0071] À titre d'exemple, l'orientation d'une fracture naturelle peut être sans rapport avec les orientations des contraintes actuelles dans une masse rocheuse parce que, par exemple, l'orientation de la fracture reflète les orientations des contraintes dans la roche fracturée à l'époque de la formation de la fracture (p. ex., envisagez un 5 événement en temps géologique), les régimes de contraintes régionales changent au fil du temps, les fractures naturelles furent formées dans le passé géologique sous l'influence de paléocontraintes (p. ex., des contraintes anciennes) qui n'existent plus, etc. [0072] À titre d'exemple, l'orientation et la densité d'ensembles de fractures peuvent varier avec leur position dans une région qui nous intéresse parce que les 10 régimes de contraintes varient dans l'espace ainsi que dans le temps même si la contrainte régionale maintient une orientation relativement constante (par ex., contrainte à grande échelle). [0073] À titre d'exemple, les contraintes locales peuvent différer en orientation et/ou magnitude des contraintes régionales en raison de plissement, de formation de 15 failles, de différences lithologiques, de diagénèse, de variations de pression interstitielle et d'autres influences. [0074] Si l'on se reporte à la Figure 4, une diaclase peut être une fracture rocheuse naturelle formée principalement par un mouvement de mode I. À titre d'exemple, une morphologie de surface plumeuse peut être indicatrice de fissuration. Les diaclases non 20 minéralisées peuvent être très perméables et les diaclases fermées peuvent être des diaclases qui sont contenues à l'intérieur de lits individuels d'une lithologie cassante. Deux types particuliers de diaclases peuvent être utiles parce qu'ils peuvent fournir le sens du glissement et parfois la direction du glissement, des critères pour le mouvement de la faille : Les diaclases pennées, qui sont un type de diaclase qui se forme tout à côté 25 de failles pendant le mouvement et/ou la propagation de la faille ; et les diaclases de queue ou les fissures d'aile se forment à l'extrémité d'une faille. [0075] La Figure 4 montre aussi deux failles qui se croisent, par exemple, pour former un angle aigu et un angle obtus (cf., p. ex., les flèches à deux pointes dans le diagramme de la fracture de cisaillement 430). À titre d'exemple, une faille peut être un 30 type de fracture rocheuse naturelle formée principalement par des mouvements de mode Il et/ou mode III. Il est possible, par exemple, qu'une fracture rocheuse naturelle qui initialement s'est formée comme une diaclase puisse se réactiver en tant que fracture en mode de glissement et être considérée comme une diaclase « faillée ». 3036518 19 [0076] Les failles peuvent avoir un large éventail de morphologies et de types de remplissage. Les failles peuvent aller de très perméables à hautement imperméable en fonction du mode de formation et du type de remplissage. On peut, parfois, déterminer le sens du glissement et la direction du glissement de faille à partir de caractéristiques 5 de surface telles que par exemple des stries de glissement. [0077] Quant à une stylolithe (p. ex., une couche minéralisée de dissolution par pression), on peut la définir comme une zone de résidu insoluble produite par une dissolution accrue par la contrainte. Les stylolithes peuvent avoir une structure de cône dans cône qui produit en section transversale une apparence caractéristique en zigzag 10 (voir, par ex., la stylolithe représentée sur la Figure 4). Une stylolithe est une fracture type, par exemple, une antifissure de contrainte-corrosion. [0078] Les stylolithes peuvent servir de barrières d'écoulement parce qu'ils peuvent comprendre un résidu insoluble qui peut avoir un grain très fin et, par exemple, être riche en argile. Les stylolithes peuvent être faibles et, par exemple, facilement 15 réactivées en diaclases par des événements tectoniques postérieurs. Dans les réservoirs d'hydrocarbures, une stylolithe peut être perméable. À titre d'exemple, la fracturation hydraulique peut réactiver une ou plusieurs structures, par exemple, pour constituer un réseau. [0079] À titre d'exemple, on peut définir une slickolithe comme étant un type de 20 stylolithe dans laquelle les dents sont inclinées à moins de 90 degrés environ par rapport au plan de la stylolithe. Les slickolithes peuvent se former sous un angle de ai, par exemple, par dissolution le long d'une fracture préexistante. Les slickolithes peuvent être des surfaces de déplacement par cisaillement ainsi que de raccourcissement. [0080] À titre d'exemple, une fracture peut être de type artificiel ou induit. On peut 25 définir une telle fracture comme une fracture de roche produite par des activités humaines, telles que forage, fracturation hydraulique accidentelle ou intentionnelle, manutention des noyaux, etc. [0081] Comme cela est illustré sur la Figure 4, une diaclase (p. ex., une fracture de tension) peut fournir des informations quant à la direction de a3 tandis qu'une stylolithe 30 (p. ex., une fracture de compression) peut fournir des informations quant à la direction de ai. Ainsi, à titre d'exemple, les diaclases et/ou stylolithes peuvent fournir des informations d'orientation (par ex., des informations d'orientation locale). Comme on en parlera plus loin ci-dessous, à titre d'exemple, des failles conjuguées (par ex., des 3036518 20 fractures de cisaillement) peuvent fournir des informations, par exemple, où un angle entre csi et l'une des failles peut être rapproché d'un coefficient de frottement interne. [0082] À titre d'exemple, à l'aide de fractures et d'orientations de stylolithes pour des fractures d'ouverture (diaclases, veines, dykes) l'orientation de la perpendiculaire à 5 un plan de fracture peut indiquer l'orientation de la direction de contrainte de compression la plus faible (63). À titre d'exemple, une ou plusieurs perpendiculaires (par ex., des vecteurs normaux) à des couches minéralisées de dissolution par pression et/ou stylolithes peuvent indiquer la direction de la contrainte de compression la plus forte (csi). À titre d'exemple, à l'aide de mesures d'orientations de fractures, couches minéralisées 10 de dissolution par pression et/ou stylolithes, on peut obtenir une estimation du régime tectonique qui a généré de telles caractéristiques (par ex., par un procédé d'inversion). [0083] À titre d'exemple, on peut utiliser des striations de faille comme données pour effectuer une inversion afin d'obtenir des informations sur un régime tectonique. À titre d'exemple, on peut utiliser des informations de magnitude comme données pour 15 effectuer une inversion afin d'obtenir des informations sur un régime tectonique. À titre d'exemple, des données GPS et/ou des données InSAR (radar interférométrique à synthèse d'ouverture) peuvent être utilisées pour effectuer une inversion afin d'obtenir des informations sur un régime tectonique. À titre d'exemple, on peut utiliser des données d'horizon aplati pour effectuer une inversion afin d'obtenir des informations sur 20 un régime tectonique. À titre d'exemple, on peut utiliser des données de rejet incliné (par ex. provenant de la sismologie) pour effectuer une inversion afin d'obtenir des informations sur un régime tectonique. À titre d'exemple, on peut fournir et facultativement pondérer (par ex., par type, etc.) un ou plusieurs types de données pour effectuer une ou plusieurs inversions afin de, par exemple, obtenir des informations sur 25 un régime tectonique (par ex. paléocontrainte, etc.). [0084] La Figure 5 montre un exemple d'un environnement géologique 510 qui comprend divers types de caractéristiques situées autour d'un anticlinal qui peut définir un axe de pli. Comme cela est illustré, l'environnement géologique 510 comprend des couches, au moins une paraséquence, des diaclases, des diaclases cisaillées, des failles 30 naissantes, des zones de failles traversantes, des failles intermédiaires, un gradient de glissement et des plaques de glissement. À titre d'exemple, un cheminement sensiblement latéral dans l'environnement géologique 510 peut passer à travers plus de zones de failles traversantes qu'un cheminement sensiblement vertical. 3036518 21 [0085] À titre d'exemple, on peut définir un anticlinal comme un pli dans la roche en forme d'arche dans lequel les couches rocheuses sont convexes vers le haut. Dans un tel exemple, les plus vieilles couches rocheuses peuvent former le noyau du pli et en allant vers l'extérieur depuis le noyau on rencontre progressivement des roches plus 5 jeunes. Une formation d'anticlinal peut agir comme un piège à hydrocarbures, en particulier quand elle se présente avec une roche de qualité réservoir dans le noyau et des roches-couvertures imperméables dans les couches extérieures. À titre d'exemple, on peut forer un forage au moins en partie dans une direction sensiblement parallèle à l'axe de pli (par ex., pour produire des hydrocarbures à partir d'un piège). 10 [0086] On peut analyser des types de pli à l'aide de jalons de plans de stratification choisis au sein d'une structure cylindrique ou conique, qui peuvent s'aligner sur ce qu'on appelle les grands ou petits cercles, dans une vue stéréographique (par ex., un diagramme stéréographique). Par exemple, pour une structure donnée, on peut bâtir une approximation à l'aide d'un cylindre ou d'un cône. 15 [0087] À titre d'exemple, on peut séquencer les lectures de plongement interprétées sur des données d'image de telle manière que les pendages adjacents au sein d'une séquence soient situés le long d'un grand ou d'un petit cercle (par ex., ou près de celui-ci), ce qui permet ainsi d'illustrer une association avec un élément structurel particulier. À titre d'exemple, on peut reconstituer des éléments structurels, par exemple, 20 comme on peut le voir dans une coupe transversale verticale à travers un environnement géologique. [0088] À titre d'exemple, on peut caractériser une partie sensiblement horizontale d'un forage, d'un puits, etc. à l'aide d'un ou plusieurs paramètres. Par exemple, envisageons un paramètre de déviation, un paramètre de talon, un paramètre de pointe. 25 À titre d'exemple, on peut caractériser une partie sensiblement horizontale d'un forage, d'un puits, etc. par un pointe-vers-le-haut, un pointe-vers-le-bas, etc. À titre d'exemple, un talon peut être un point dans la trajectoire d'un forage horizontal où l'angle d'inclinaison atteint à peu près 90 degrés. À titre d'exemple, une pointe peut être un point qui représente la profondeur d'un forage horizontal. Par exemple, on peut obtenir 30 un profil de pointe-vers-le-haut là où l'inclinaison est supérieure à environ 90 degrés partout dans une partie horizontale et un profil de pointe-vers-le-bas là où l'inclinaison est inférieure à environ 90 degrés dans une partie horizontale. À titre d'exemple, une partie sensiblement horizontale ou une partie sensiblement latérale peut avoir un angle d'inclinaison globale d'environ 90 degrés ; par exemple, considérons un angle 3036518 22 d'inclinaison dans une plage allant d'environ 75 degrés à environ 105 degrés ou, par exemple, dans une plage allant d'environ 80 degrés à environ 100 degrés ou, par exemple, dans une plage allant d'environ 85 degrés à environ 95 degrés. Par exemple, on peut façonner le profil d'un forage d'une manière qui vise à maintenir le forage dans 5 une zone productive ou des zones productives (par ex., pour maximiser l'exposition à un ou des réservoirs). [0089] À titre d'exemple, on peut forer un forage à l'aide d'une technique de forage dit horizontal, qui peut être un sous-ensemble des techniques de forage dirigé. À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre une technique de forage horizontal pour obtenir un 10 forage avec une partie qui s'écarte de la verticale d'environ 75 degrés ou plus. À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre un forage horizontal pour pénétrer une plus grande longueur d'un réservoir ou de réservoirs (par ex., par comparaison avec un forage vertical). Par exemple, considérons l'environnement géologique 510 de la Figure 5 où l'on peut mettre en oeuvre un forage horizontal pour percer un forage dans une direction 15 qui est sensiblement parallèle à l'axe de pli de l'anticlinal. Comme cela a été mentionné, un anticlinal peut agir comme un piège ; à noter que des caractéristiques particulières peuvent exister dans une telle formation (p. ex., des failles, des fractures naturelles, des diaclases, etc.). À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre une technique de forage horizontal pour percer un forage ayant une extension latérale qui peut se trouver dans 20 un réservoir formé en partie en raison d'un piège tel qu'un piège d'anticlinal. Dans un tel exemple, l'extension latérale du forage peut traverser une pluralité de failles (par ex., des zones de failles, etc.) et, dans le cas où un outil de subsurface est disposé dans l'extension latérale du forage, on peut acquérir des données en rapport avec l'emplacement de telles failles. À titre d'exemple, on peut analyser les données d'un tel 25 outil de subsurface pour localiser au moins une faille dans le cas où un procédé peut déduire l'emplacement par extrapolation d'une distance (par ex., ou de distances) et d'une direction (par ex., ou de directions) à partir de l'extension latérale du forage (par ex., à des fins de détermination d'un modèle géomécanique, etc.). [0090] À titre d'exemple, une partie sensiblement latérale d'un puits peut recouper 30 une ou plusieurs fractures naturelles, entrer en contact avec une ou plusieurs formations contenant des ressources, permettre la production d'une ou plusieurs fractures hydrauliques, etc. Le forage horizontal peut comprendre l'utilisation d'équipements tels que, par exemple, une ou plusieurs sifflets déviateurs, des configurations d'assemblage de fond de trou (BHA, bottomhole assembly), des instruments pour mesurer le 3036518 23 cheminement d'un forage dans de multiples dimensions spatiales, des liaisons de données pour communiquer à la surface les mesures prises au fond, des moteurs à boue et composants BHA spéciaux, comprenant des systèmes rotatifs orientables et des trépans. À titre d'exemple, un environnement géologique peut comprendre un 5 hydrocarbure gazeux (par ex., du gaz de schiste, etc.). [0091] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la réception d'informations sur un environnement géologique tel que, par exemple, l'environnement géologique 510, et la mise en oeuvre d'un processus d'inversion pour extraire la contrainte tectonique. Dans un tel exemple, on peut utiliser la contrainte tectonique récupérée à des fins de 10 planification, de développement, etc. d'un environnement. Par exemple, on peut forer un ou plusieurs puits selon un plan reposant au moins en partie sur la contrainte tectonique récupérée. Dans un tel exemple, on peut forer un puits, effectuer sa complétion, etc. pour réduire le risque de puits éboulé, pour faciliter l'extraction de la ressource et/ou faciliter un processus de fracturation hydraulique. À titre d'exemple, des informations de 15 contrainte tectonique peuvent faciliter la production de fractures qui peuvent constituer un réseau de fractures. Par exemple, considérons l'exécution d'une fracturation par injection de fluide là où sont formées des fractures, qui peut « réactiver » des fractures naturelles pour constituer un réseau de fractures qui comprend des fractures naturelles et artificielles. 20 [0092] Diverses techniques d'inversion de contrainte pour obtenir des paléocontraintes régionales souscrivent à l'hypothèse de WALLACE-BOTT, qui stipule que, quand la formation de failles s'est produite, la contrainte de cisaillement s'exerçant sur le plan de faille doit être parallèle au vecteur glissement produit et peut donc être utilisée pour déterminer le tenseur des contraintes. L'hypothèse de WALLACE-BOTT 25 peut aussi s'énoncer comme suit : le glissement sur les failles se produit dans la direction de contrainte appliquée maximale ; ou la traction de cisaillement appliquée sur un plan de faille donné provoque un glissement dans la direction et l'orientation de cette traction de cisaillement, indépendamment des failles créées dans une roche intacte ou le long d'une fracture préexistante. D'autres suppositions de l'hypothèse de WALLACE-BOTT 30 incluent que les failles sont planes, que les blocs sont rigides, que ne se produisent ni perturbations de contraintes ni rotations de blocs le long de surfaces de faille et que l'état de contrainte appliquée est uniforme. [0093] La Figure 6 montre un diagramme stéréographique 610 qui illustre une technique graphique (par ex., le procédé de MEANS) pour déterminer la direction de 3036518 24 glissement d'une faille dont le pôle est tracé au niveau du centre du diagramme stéréographique 610. [0094] La technique graphique démontre que les directions de glissement s'éloignent de l'axe des 01 et se rapprochent de l'axe des 03. Si la faille dans le 5 diagramme stéréographique 310 est presque perpendiculaire à l'axe des 02, les angles de longueur Si et 33 sont approximativement égaux à 90 degrés. Par conséquent, a(1) a(3) = 0, bien que leur signe dépende de la toute petite différence entre les angles et 90 degrés. Cela indique en outre que la direction de glissement, S, est faite dévier autour de l'axe des 02. 10 [0095] Les données de glissement de faille agissent pour restreindre l'état de contrainte qui est responsable de la formation de failles. Toutefois, certaines composantes de contrainte ne sont pas déterminées. L'hypothèse de WALLACE-BOTT indique que les directions de glissement ne sont pas affectées par la pression de fluide interstitiel, bien qu'elle puisse commander la force des failles. La contrainte effective 15 peut être donnée par l'équation suivante : a' = a - pl. Dans une telle approche, la direction de glissement a' est la combinaison linéaire de celles par a et - pl. Toutefois, cette dernière est une contrainte isotrope et ne provoque pas de traction de cisaillement. Par conséquent, la pression de fluide interstitiel n'affecte pas la direction de glissement d'une faille. Une telle approche peut être commode pour l'analyse de paléocontraintes 20 comme pression du fluide interstitiel sur une surface de faille quand la faille déplacée peut être difficile à déterminer. [0096] Les directions de glissement prédites par l'hypothèse de WALLACE-BOTT pour les contraintes a et a = qoo - pl sont les mêmes pour une faille donnée, que p et q soient ou non interprétés comme pression interstitielle et profondeur ; à noter que quand 25 l'état de contrainte est illustré par des cercles de MOHR, p et q indiquent respectivement la position des cercles sur l'abscisse et la dimension des cercles. Un cercle de MOHR est une représentation graphique bidimensionnelle de la loi de transformation pour le tenseur des contraintes de CAUCHY où l'abscisse (a) et l'ordonnée (z) de chaque point sur un cercle sont les magnitudes des composants respectivement de la contrainte 30 normale et de la contrainte de cisaillement (par ex., agissant sur le système de coordonnées après rotation). Ainsi, un cercle est le lieu des points qui représentent l'état de contrainte sur des plans individuels à leurs orientations, où les axes représentent les axes principaux de l'élément de contrainte. 3036518 25 [0097] En raison de l'insensibilité de la direction de glissement aux paramètres associés, le glissement de faille n'est pas suffisant pour restreindre les contraintes moyennes et différentielles. Toutefois, il peut être commode pour l'analyse de paléocontraintes, parce qu'il est possible de procéder sans la profondeur et la pression 5 de fluide interstitiel quand chaque faille a été activée. [0098] Comme cela a été mentionné, il peut être possible de déterminer l'état de contrainte à partir de données de glissement de faille via un processus d'inversion. Par exemple, on peut appliquer un processus classique d'inversion de contrainte fondé sur l'hypothèse de WALLACE-BOTT, qui est non-linéaire parce que la direction de 10 glissement est dénotée par le vecteur unitaire -os/lasl (par ex., non-linéarité découlant de la division). Par exemple, une équation peut fournir une mesure d'inadéquation d'un état de contrainte présumé à un jeu de données pour un nombre donné de failles et à une fonction décroissante monotone. Dans une telle approche, la mesure dépend des données, des principales orientations et du rapport de contrainte. On peut déterminer 15 l'état optimal de contrainte en maximisant la mesure d'inadéquation (par ex., une fonction objet). La contrainte optimale déterminée par une telle approche de l'inversion de contrainte comporte une incertitude résultant de ce que la direction de glissement est indépendante de p et q. [0099] Considérons l'équation suivante pour le tenseur des contraintes Go, qui 20 comprend le tenseur orthogonal R et le rapport des contraintes es : 1 0 0 ao = RT - (0 ci) 0) - R 0 0 0 [00100] Le tenseur défini par l'équation qui précède peut être déterminée par le 25 biais des orientations principales optimales et du rapport des contraintes optimal tels qu'obtenus par une technique inverse. [00101] Diverses techniques emploient des stries de glissement sur des plans de faille et supposent, selon l'hypothèse de WALLACE-BOTT, que les failles échantillonnées glissèrent dans un champ de contraintes homogène sans interactions 30 mécaniques ni chargement tectonique polyphasé. Des preuves telles que la réactivation de plans de failles, des failles avec des orientations hétérogènes de glissement ont tendance à être de nature plutôt courante et ne sont pas compatibles avec une phase tectonique unique. Les données de glissement de faille-qui sont expliquées par plus 3036518 26 d'une contrainte tectonique ont été appelées hétérogènes. Les techniques d'inversion monophasée peuvent conduire à de fausses solutions et, en diverses circonstances, l'inversion peut produire une solution qui ne soit pas entièrement compatible avec un ou plusieurs sous-ensembles homogènes ; au lieu d'être un compromis entre sous- 5 ensembles. [00102] Pour aborder un problème de groupement dans le champ taxonomique, on peut mettre en oeuvre une technique itérative numérique reposant sur une analyse dynamique de groupement qui sépare des ensembles hétérogènes de données en sous-ensembles. On peut mettre en oeuvre une telle approche pour analyser la dynamique de 10 formation de failles car elle peut séparer les données de glissement de faille en sous-ensembles correspondant à différents événements tectoniques. On peut mettre en oeuvre une approche pour séparer des phases à partir de données de glissement de faille hétérogènes et, par exemple, une approche peut être fondée sur l'analyse de groupement, une procédure graphique, un procédé inverse multiple, etc., pour analyser 15 des ensembles hétérogènes de données de glissement de faille. [00103] Quant aux techniques d'inversion de contrainte hétérogène qui traitent des ensembles hétérogènes de données, considérons : (1) celles qui regroupent les données de glissement dans des ensembles de données en analysant la compatibilité des données de glissement avant l'inversion ; (2) celles qui recherchent les tenseurs des 20 contraintes qui expliquent seulement une partie de l'ensemble de données ; (3) celles qui utilisent une fonction d'inadéquation modifiée afin qu'elle intègre le groupement de données pendant un processus de minimisation ; et (4) celles qui calculent le tenseur des contraintes pour chaque donnée de glissement de faille et essaient de réduire au minimum la variété résultante de la variation du tenseur des contraintes. 25 [00104] La première catégorie (1) comprend le groupement de données qui donnent des inadéquations similaires avec divers tenseurs des contraintes d'essai à l'aide de la méthode des dièdres droits. Une autre approche pour séparer des données hétérogènes en sous-ensembles est de représenter les données de glissement sur une analyse graphique bidimensionnelle. Une telle approche implique que l'une des 30 directions principales de contrainte est supposée être verticale pour simplifier le problème en 4D en un problème en 2D. On peut obtenir le groupement à l'aide de la technique y-R, d'une version de relevé sphérique ou de la superposition d'un graphique de BREDDIN modifié sur un graphique direction-inclinaison des données. 3036518 27 [00105] Dans la deuxième catégorie (2), une approche peut calculer la fonction d'inadéquation uniquement pour les sous-ensembles de taille N ayant les plus petites inadéquations, avec N choisi comme un pourcentage des données. Une autre approche peut regrouper les données en sous-ensembles de taille N et exécuter systématiquement 5 une inversion de contrainte. Une autre approche encore peut repérer les tenseurs des contraintes qui réduisent au minimum l'inadéquation au-dessous d'un seuil choisi pour N données. [00106] Dans la troisième catégorie (3), une approche peut utiliser une fonction d'inadéquation qui réduit l'influence des observations aberrantes en utilisant des 10 fonctions d'inadéquation d'ordre inférieur. Une autre approche pour réduire l'influence d'un grand sous-ensemble d'observations aberrantes qui sont liées aux phases secondaires peut moduler les critères d'inadéquation par une fonction qui le coupe quand il devient grand, ou dans un schéma de division dure, une fonction triangulaire ou une fonction gaussienne. 15 [00107] La quatrième catégorie (4) peut partager certains aspects de la technique y-R et peut comprendre l'exploration des orientations des tenseurs des contraintes pour obtenir une donnée individuelle de glissement et calculer le rapport R des contraintes de façon à ce qu'il corresponde à la direction de glissement observée. Dans une telle approche, les tenseurs solutions sont ceux ayant la plus faible variation sur un sous- 20 ensemble des données. [00108] Diverses techniques multi-phases (par ex., y-R, dièdres, inversion directe, etc.) telles qu'appliquées à l'ensemble multi-phase de données OGMORE indiquent que peuvent en résulter de fausses solutions ainsi que des tenseurs des contraintes parasites. Ainsi une compétence géologique peut servir dans les cas où une technique 25 multi-phase automatique peut donner des résultats incertains. [00109] Au sein de l'industrie pétrolière et gazière, il peut exister des scénarios qui impliquent de multiples phases tectoniques et des types de fracture mécanique inconnus. [00110] La connaissance d'un champ de paléocontraintes hétérogène peut aider à prédire les fractures naturelles. Comme le glissement le long des plans de faille a 30 tendance à être rarement observé dans un puits de forage, les fractures naturelles (par ex., diaclases, failles, stylolithes, etc.) ont tendance à être prises en compte pendant l'inversion des contraintes. [00111] L'orientation des fractures naturelles peut être affectée par la perturbation des contraintes autour de systèmes de failles complexes. Dans de telles conditions, 3036518 28 l'utilisation de l'hypothèse de WALLACE-BOTT peut conduire à des résultats peu fiables et, dans certains cas, des modèles géomécaniques peuvent donner de meilleurs résultats. Par exemple, considérons un modèle numérique de déformation rocheuse reposant sur la mécanique des milieux continus pour modéliser des fractures naturelles 5 dans un réservoir. Ajouter une justification géomécanique aux techniques statistiques peut améliorer la capacité de prévision et conduire à des modèles de réservoir fracturé plus réalistes. [00112] À titre d'exemple, on peut mettre en oeuvre une infrastructure comme, par exemple, l'infrastructure iBem3DTM, pour effectuer une analyse des contraintes. Une 10 telle infrastructure peut permettre d'utiliser diverses sortes de données de déformation (par ex. stries de glissement, diaclases et veines, fractures de cisaillement, bandes de déformation et failles, stylolithes et bandes de compaction, mécanismes focaux, données InSAR, données GPS, charnières de pli, etc.). [00113] Un réservoir dans un environnement géologique peut avoir subi de 15 multiples phases tectoniques, par exemple, ayant pour résultat une variété d'orientations de données de fracture (par ex., des diaclases, des fractures de cisaillement, des stylolithes, etc.). La détermination de la cinématique de fractures observées le long d'un puits de forage peut être délicate car les fractures peuvent être interprétées comme des diaclases puisque l'on n'observe guère le cisaillement. Dans un environnement 20 géologique qui comprend des fluides, la connaissance de la cinématique des fractures peut aider à prévoir la migration des fluides. [00114] À titre d'exemple, une approche de l'inversion de contrainte tectonique peut comprendre un groupement des données et peut comprendre une modélisation géomécanique pour effectuer une inversion multi-phase. Dans un tel exemple, 25 l'approche peut inverser simultanément pour un type cinématique inconnu de fractures. [00115] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre un groupement des données et une modélisation géomécanique pour une inversion multi-phase, facultativement dans le cas où l'inversion fournit une identification d'un ou de plusieurs types cinématiques. Comme un tel procédé peut séparer des types de fracture pendant 30 un processus d'inversion, un ingénieur en réservoir peut prévoir la répartition et l'orientation des fractures ainsi que la perméabilité des fractures à travers la masse de roche pour des simulations d'écoulement du fluide du réservoir. Par exemple, la sortie d'un procédé d'inversion peut être entrée dans un simulateur de réservoir (par ex., une infrastructure de simulation de réservoir, etc.). À titre d'exemple, la sortie d'une 3036518 29 infrastructure peut servir à planifier, effectuer, etc., une ou plusieurs opérations de terrain, etc. [00116] La Figure 7 montre un exemple de procédé 710 et un exemple de système 760. Comme cela est montré, le procédé 710 comprend un bloc de réception 712 pour 5 recevoir des données pour des fractures associées à un environnement géologique ; un bloc d'exécution 716 pour effectuer une inversion de contrainte, reposant au moins partiellement sur une partie des données et l'attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations de fractures et pour obtenir la contrainte tectonique ; un bloc de sortie 720 pour produire la contrainte tectonique ; et facultativement un bloc 10 de séparation 724 pour la contrainte tectonique, pour séparer différentes populations de fractures en différents types de fracture mécanique. À titre d'exemple, une contrainte tectonique peut être une paléocontrainte ou, par exemple, associée à une activité telle qu'une fracturation artificielle (par ex., fracturation hydraulique). [00117] À titre d'exemple, le procédé 710 peut facultativement comprendre 15 l'application d'un ou de plusieurs critères de confiance. Dans un tel exemple, un ou plusieurs des critères de confiance peuvent comprendre un ou plusieurs paramètres associés au type de fracture mécanique. Par exemple, un critère de confiance peut comprendre un paramètre pour un premier type de fracture mécanique et un paramètre pour un deuxième type de fracture mécanique (par ex., et facultativement un ou plusieurs 20 types de fracture mécanique supplémentaires). [00118] Le procédé 710 peut comprendre la sortie d'une pluralité de contraintes tectoniques où chacune des contraintes tectoniques peut être associée à une phase tectonique. À titre d'exemple, le procédé 710 peut comprendre la sortie d'une contrainte tectonique associée à une première phase tectonique et la sortie d'une autre contrainte 25 tectonique associée à une autre phase tectonique. Dans un tel exemple, le procédé 710 peut être un procédé d'inversion de contrainte polyphase ou multi-phase. [00119] Dans le procédé 710, l'affectation de différents types de fracture mécanique à différentes populations des fractures peut comprendre l'affectation aléatoire de différents types de fracture mécanique. Par exemple, pour des fractures données (par 30 ex., avec les données d'emplacement associées), le procédé 710 peut comprendre l'affectation aléatoire d'un premier type de fracture mécanique à un premier pourcentage des fractures et d'un deuxième type de fracture mécanique à un deuxième pourcentage des fractures. Un tel procédé peut aussi comprendre l'affectation aléatoire d'un troisième type de fracture mécanique à un troisième pourcentage des fractures, etc. À titre 3036518 30 d'exemple, les types de fracture mécanique peuvent comprendre une ou plusieurs fractures parmi diaclase, stylolithe et cisaillement. Par exemple, la Figure 4 montre quelques exemples d'informations d'orientation en ce qui concerne des fractures 410, qui peuvent comprendre une fracture de tension 420 (par ex., une diaclase), une fracture 5 de cisaillement 430 et une fracture de compression 450 (par ex., une stylolithe). À titre d'exemple, on peut qualifier les fractures 420, 430 et 450 de fractures mécaniques et on peut considérer les sobriquets qui leur sont associés comme des types de fracture mécanique (par ex., tension ou diaclase, cisaillement, compression ou stylolithe, etc.). À titre d'exemple, un critère de confiance peut comprendre un ou plusieurs paramètres 10 parmi paramètre de diaclase, paramètre de stylolithe et paramètre de cisaillement. [00120] À titre d'exemple, les données pour les fractures peuvent comprendre des informations telles que, par exemple, des informations d'orientation. Comme cela a été mentionné, les données pour les fractures peuvent comprendre des informations telles que, par exemple, des informations d'emplacement. À titre d'exemple, les données pour 15 les fractures peuvent comprendre des informations de pendage. À titre d'exemple, les données pour les fractures peuvent comprendre des informations d'emplacement, qui peuvent être des informations d'emplacement définies par rapport à une caractéristique d'un environnement géologique. Par exemple, les données pour les fractures peuvent définir les fractures comme étant une direction d'un côté d'une faille et peuvent définir 20 d'autres fractures comme étant une autre direction d'un autre côté de la faille. [00121] À titre d'exemple, le procédé 710 peut comprendre l'affectation aléatoire d'un type de fracture mécanique (par ex. x% de diaclase, y% de stylolithe et/ou [100-x-y]% de cisaillement) à N fractures pour doter trois populations différentes de fractures de différents types de fracture mécanique. Dans un tel exemple, le nombre N de fractures 25 peut être supérieur ou égal à deux. À titre d'exemple, le procédé 710 peut comprendre l'affectation d'au moins deux types de fracture mécanique différents pour doter au moins deux populations différentes de fractures de différents types de fracture mécanique. [00122] Sur la Figure 7, le système 760 peut comprendre un ou plusieurs processeurs 762, une mémoire 764, un ou plusieurs modules et/ou instructions 766 et 30 d'autres caractéristiques 768 (par ex., une ou plusieurs caractéristiques de plate-forme informatique tel qu'un ordinateur de bureau, un ordinateur portable, un serveur, un poste de travail, etc.). [00123] Le procédé 710 est représenté sur la Figure 7 en association avec divers blocs 713, 717, 721 et 725 de supports lisibles par ordinateur (CRM), qui peuvent être 3036518 31 un ou plusieurs modules. Ces blocs peuvent comprendre des instructions pouvant être exécutées par un ou plusieurs processeurs (ou coeurs) pour ordonner à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Alors que divers blocs sont représentés, on peut configurer un support unique avec des instructions pour permettre, 5 au moins en partie, l'exécution de diverses actions du procédé 710. À titre d'exemple, un support lisible par ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur qui est non transitoire et non une onde porteuse. [00124] À titre d'exemple, les types de fracture mécanique peuvent comprendre diaclase, stylolithe et cisaillement. À titre d'exemple, un procédé peut inverser pour 10 plusieurs phases tectoniques et peut estimer le type de fracture mécanique, par exemple, dans le cas où le type peut être inconnu ou incertain pour une ou plusieurs fractures. [00125] À titre d'exemple, un procédé peut facultativement comprendre la réception d'informations se rapportant à la géométrie de faille pour une ou plusieurs failles. À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la réception d'informations telles que, par 15 exemple, orientation et emplacement de fracture pour au moins deux fractures. À titre d'exemple, on peut recevoir des informations supplémentaires. À titre d'exemple, les informations peuvent être unidimensionnelles, bidimensionnelles, tridimensionnelles, etc. [00126] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la sortie de « n » phases tectoniques pour lesquelles des données inconnues de type mécanique sont obtenues 20 et classées dans une ou plusieurs des « n » phases tectoniques. [00127] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre, pour les fractures avec un type mécanique inconnu ou incertain, l'affectation aléatoire du type diaclase à x% des fractures, du type stylolithe à y% des fractures et du type fracture de cisaillement à (100- x-y)% des fractures. 25 [00128] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la sélection d'une fracture dans un groupe de fractures (par ex., une liste de données pour fractures) ; la mise en oeuvre d'une inversion de contrainte mécanique avec la fracture sélectionnée comme une obligation pour obtenir une contrainte OR ; pour au moins une des fractures non sélectionnées, le calcul d'un coût associé à l'aide de la contrainte crR où plus le coût est 30 bas meilleure est la correspondance avec le type mécanique selon OR ; la création d'un sous-ensemble de fractures pour lesquelles le coût est inférieur à un seuil prescrit (par ex., un seuil prescrit par l'utilisateur, un seuil par défaut, un seuil réglable, etc.) ; la mise en oeuvre d'une inversion de contrainte à l'aide des fractures provenant du sous- 3036518 32 ensemble (par ex., pour affiner OR) ; et le retrait des fractures de ce sous-ensemble du groupe des fractures. [00129] À titre d'exemple, on peut répéter le procédé susmentionné jusqu'à ce qu'un certain nombre de fractures aient été traitées, jusqu'à ce qu'il reste un certain 5 nombre de fractures, jusqu'à ce que les fractures dans le groupe de fractures aient été traitées, etc. À titre d'exemple, un paramètre d'itération peut spécifier un nombre maximal d'itérations. [00130] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre le report d'un sous- ensemble (par ex., OR et fracture et type) dans un domaine de contrainte tectonique. Par 10 exemple, un sous-ensemble peut être reporté comme un point où, par exemple, la dimension (par ex., ou un autre indicateur) est proportionnelle à un critère de confiance. [00131] À titre d'exemple, dans le cas où les groupements représentent un certain nombre de phases tectoniques, un procédé peut comprendre l'opération consistant à se débarrasser de certaines informations de type de fracture (par ex., en tant que souhaitées 15 ou applicables) et pour une phase tectonique (OR) individuelle, pour les fractures individuelles, obtenir le type de fracture ayant le coût le plus bas. Dans un tel exemple, si le coût est inférieur à un coût prescrit, alors la fracture avec son type peut être considérée comme étant « expliquée » par OR. Quand une fracture est ainsi expliquée (par ex., au niveau ou en dessous d'un certain coût, etc.), on peut la retirer du groupe de 20 fractures. On peut qualifier un tel procédé, par exemple, d'algorithme de coût de type de fracture. [00132] À titre d'exemple, un procédé peut comprendre la sélection d'un plus grand groupement, l'application de l'algorithme de coût de type de fracture susmentionné et la répétition d'un algorithme d'inversion de contrainte tectonique, par exemple, jusqu'à ce 25 que le nombre souhaité de fractures soient expliquées. Par exemple, si une méthode finit avec n événements tectoniques et que le maximum imposé d'événements est m (par ex., m É n), alors on peut déterminer les fractures restantes comme étant « inconnues » (par ex., ou incertaines, etc.). 30 Exemple de Pseudocode [00133] Un exemple de pseudocode apparaît ci-dessous pour divers exemples d'algorithmes. 3036518 33 A. Fournir des données pour N fractures d'un type mécanique inconnu ou incertain dans un environnement géologique ; B. Fournir des informations sur un système de failles dans l'environnement géologique ; 5 C. Trouver au moins une ou plusieurs phases tectoniques inconnues ou incertaines associées à l'environnement géologique en effectuant, par exemple, les opérations suivantes : 1. Affectation aléatoire d'un type mécanique (par ex. x% de diaclase, y% de stylolithe et/ou [100-x-y]% de cisaillement) aux N fractures 10 2. Algorithme X a. Tant que N contient des fractures, faire : i. Choisir 1 fracture au hasard ii. Effectuer une inversion de contrainte 4 aR iii. Calculer le coût Cf pour chaque fracture f à l'aide de aR 15 iv. Créer un nouveau sous-ensemble S v. Pour les fractures f 1. Si Cf REVENDICATIONS1. Procédé (710) pour obtenir une contrainte tectonique comprenant: une réception de données pour des fractures associées à un environnement géologique (712) ; une mise en oeuvre d'une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une partie des données et d'une attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations des fractures, pour obtenir une contrainte tectonique (716) ; et une production en sortie de la contrainte tectonique (720). 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données pour des fractures comprennent des données pour une ou plusieurs fractures naturelles. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données pour des fractures comprennent des données pour une ou plusieurs fractures artificielles. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel lesdites fractures artificielles comprennent au moins une fracture hydraulique dans l'environnement géologique. 5. Procédé selon la revendication 3, dans lequel lesdites fractures artificielles comprennent au moins une fracture hydraulique proposée à créer dans l'environnement géologique. 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre un calcul d'un indicateur de confiance basé au moins en partie sur les différents types de fracture mécanique. 7. Procédé selon la revendication 6, comprenant en autre une association de la contrainte tectonique avec l'indicateur de confiance. 8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre un rendu d'une représentation graphique sur un écran d'affichage, dans lequel la représentation graphique comprend une représentation de la contrainte tectonique. 3036518 29469/301FR1 56 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel la représentation de la contrainte tectonique dépend au moins en partie d'un indicateur de confiance. 10. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre une exécution d'une 5 simulation avant basée au moins en partie sur la contrainte tectonique pour produire en sortie un tenseur des contraintes localement perturbé. 11. Procédé selon la revendication 10, comprenant en outre, au moins partiellement sur la base du tenseur des contraintes localement perturbé, une attribution d'au moins 10 une partie des fractures dans l'environnement géologique à un type de fracture mécanique. 12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel l'attribution comprend un calcul d'une fonction de coût basée au moins en partie sur l'orientation du plan de fracture 15 associée au tenseur des contraintes localement perturbé et au type de fracture mécanique. 13. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la contrainte tectonique correspond à une phase tectonique et comprenant en outre une répétition de la mise en 20 oeuvre de la contrainte pour obtenir une contrainte tectonique qui correspond à une phase tectonique différente. 14. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre une production en sortie de contraintes tectoniques pour de multiples phases tectoniques. 25 15. Système (760) pour obtenir une contrainte tectonique comprenant : un processeur (762) ; une mémoire (764) ; et un ou plusieurs modules (766) stockés dans la mémoire, dans lequel lesdits 30 modules comprennent des instructions exécutables par processeur pour donner des instructions au système dans lequel les instructions comprennent des instructions pour recevoir des données pour des fractures associées à un environnement géologique (713) ; 3036518 29469/301F R1 57 effectuer une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une partie des données et une attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations des fractures, pour obtenir la contrainte tectonique (717) ; et produire en sortie la contrainte tectonique (721). 5 16. Système selon la revendication 15, comprenant en outre des instructions pour calculer un indicateur de confiance qui dépend au moins en partie d'un ou plusieurs types de fracture mécanique. 10 17. Système selon la revendication 15, comprenant en outre des instructions pour séparer au moins une partie des fractures en populations de différents types de fracture mécanique. 18. Support ou supports de stockage lisibles par ordinateur comprenant des 15 instructions exécutables par processeur pour donner des instructions à un système de calcul dans lequel les instructions comprennent des instructions pour recevoir des données pour des fractures associées à un environnement géologique (713) ; effectuer une inversion de contrainte, basée au moins partiellement sur une 20 partie des données et l'attribution de différents types de fracture mécanique à différentes populations des fractures, pour obtenir la contrainte tectonique (717) ; et produire en sortie la contrainte tectonique (721). 19. Support ou supports de stockage lisibles par ordinateur selon la revendication 25 18, comprenant en outre des instructions pour calculer un indicateur de confiance qui dépend au moins en partie d'un ou plusieurs types de fracture mécanique. 20. Support ou supports de stockage lisibles par ordinateur selon la revendication 18, comprenant en outre des instructions pour séparer au moins une partie des 30 fractures en populations de différents types de fracture mécanique.