FR 3024490 A1 20160205 FR 1457311 A 20140729 Arrière-plan [0001] Décider s'il faut extraire des hydrocarbures d'un réservoir contenant des hydrocarbures peut constituer une tâche complexe, en particulier lorsque le réservoir présente une saturation en eau et une lithologie poreuse. Pour prendre une telle décision, les utilisateurs peuvent sélectionner des valeurs de coupure de saturation en eau et de porosité et utiliser celles-ci pour estimer un volume d'hydrocarbure économiquement disponible. Toutefois, les utilisateurs sont faiblement assistés s'agissant de la manière avec laquelle de telles valeurs de coupure peuvent être sélectionnées. Résumé [0002] Des modes de réalisation de la présente divulgation peuvent comprendre des systèmes, des procédés et des supports lisibles par un ordinateur pour évaluer des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau pour estimer un volume d'hydrocarbure disponible. Les techniques divulguées peuvent comprendre l'obtention, en utilisant un processeur électronique, d'une pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité pour une pluralité d'endroits dans au moins un trou de forage, et le tracé, en utilisant un processeur électronique, de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité sur un graphique, où le graphique comprend un axe de saturation en eau et un axe de porosité. Les techniques divulguées peuvent comprendre en outre l'estimation, en utilisant un processeur électronique et sur la base de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, d'un volume d'hydrocarbure maximal estimé pour ledit au moins un trou de forage, et la représentation, en utilisant un processeur électronique, d'une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sur le graphique. Les techniques divulguées peuvent également comprendre la réalisation, en utilisant un processeur électronique, de l'affichage du graphique pour un utilisateur, de telle sorte que l'utilisateur puisse observer visuellement une sensibilité combinée à des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. [0003] Ce résumé est fourni pour introduire une partie de l'objet décrit ci-dessous et ne doit pas être considéré comme limitatif. [0004] La présente description concerne un procédé exécuté par un ordinateur pour évaluer des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau pour une estimation de volume d'hydrocarbure, le procédé comprenant les étapes suivantes: obtenir, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de valeurs de porosité pour une pluralité d'endroits dans au moins un trou de forage; tracer, en utilisant un processeur électronique, la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité sur un graphique, dans lequel le graphique comprend un axe de saturation en eau et un axe de porosité; estimer, en utilisant un processeur électronique et sur la base de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, un volume d'hydrocarbure maximal estimé pour ledit au moins un trou de forage; représenter, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sur le graphique; et réaliser, en utilisant un processeur électronique, l'affichage du graphique pour un utilisateur, par lequel l'utilisateur peut observer visuellement une sensibilité combinée à des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. [0005] Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre les étapes suivantes: sélectionner une valeur de coupure de porosité sélectionnée et une valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; déterminer un volume d'hydrocarbure disponible estimé pour la valeur de coupure de porosité sélectionnée et la valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; décider, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, d'extraire au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage; et extraire, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage. [0006] Selon un mode de réalisation du procédé, l'estimation du volume d'hydrocarbure maximal estimé comprend le calcul d'une somme de produits, dans lequel chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau. [0007] Selon une variante de ce mode de réalisation, la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut au moins une paire de valeurs de saturation en eau et de porosité associée à une lithologie ne contenant pas d'hydrocarbure. [0008] Selon un mode de réalisation, le procédé comprend en outre la fourniture pour affichage d'une valeur de saturation en eau associée à une position d'un pointeur commandé par un utilisateur, d'une valeur de porosité associée à la position du pointeur, et d'un volume d'hydrocarbure disponible estimé associé à la position du pointeur. [0009] Selon une variante de ce mode de réalisation, la fourniture pour affichage comprend la fourniture d'un affichage dynamique à une distance fixe du pointeur. [0010] Selon une variante de ce mode de réalisation, le volume d'hydrocarbure disponible estimé est calculé comme une somme de produits, chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau, la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et le sous-ensemble exclut des paires de valeurs de saturation en eau et de porosité qui incluent une valeur de porosité inférieure à une valeur associée à une position du pointeur, une valeur de saturation en eau supérieure à une valeur de saturation en eau associée à une position du pointeur, ou les deux. [0011] La présente description concerne un système de calcul, comprenant: un ou plusieurs processeur(s), au moins une mémoire, et un ou plusieurs programme(s) stocké(s) dans ladite au moins une mémoire, dans lequel ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) est (sont) configuré(s) de manière à être exécuté(s) par ledit/lesdits un ou plusieurs processeur(s), ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) contenant des instructions pour: obtenir, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de valeurs de porosité pour une pluralité d'endroits dans au moins un trou de forage; tracer, en utilisant un processeur électronique, la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité sur un graphique, dans lequel le graphique comprend un axe de saturation en eau et un axe de porosité; estimer, en utilisant un processeur électronique et sur la base de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, un volume d'hydrocarbure maximal estimé pour ledit au moins un trou de forage; représenter, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sur le graphique; et réaliser, en utilisant un processeur électronique, l'affichage du graphique pour un utilisateur, par lequel l'utilisateur peut observer visuellement une sensibilité combinée à des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. [0012] Selon un mode de réalisation du système, ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) contient (contiennent) en outre des instructions pour: sélectionner une valeur de coupure de porosité sélectionnée et une valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; déterminer un volume d'hydrocarbure disponible estimé pour la valeur de coupure de porosité sélectionnée et la valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; décider, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, d'extraire au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage; et extraire, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage. 10013] Selon un mode de réalisation du système du système, la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut au moins une paire de valeurs de saturation en eau et de porosité associée à une lithologie ne contenant pas d'hydrocarbure. [0014] Selon un mode de réalisation du système, ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) contient (contiennent) en outre des instructions pour: foùrnir pour l'affichage une valeur de saturation en eau associée à une position d'un pointeur commandé par un utilisateur, une valeur de porosité associée à la position du pointeur, et un volume d'hydrocarbure disponible estimé associé à la position du pointeur. [0015] Selon une variante de ce mode de réalisation, le volume d'hydrocarbure disponible estimé est calculé comme une somme de produits, chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau, la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et le sous-ensemble exclut des paires de valeurs de saturation en eau et de porosité qui incluent une valeur de porosité inférieure à une valeur associée à une position du pointeur, une valeur de saturation en eau supérieure à une valeur de saturation en eau associée à une position du pointeur, ou les deux. Brève description des dessins [0016] Les dessins annexés, qui sont incorporés dans la présente description et constituent une partie de celle-ci, illustrent des modes de réalisation des présents enseignements et, ensemble avec la description, servent à expliquer les principes des présents enseignements. Dans les figures: [0017] la Figure 1 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec des courbes de niveau représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation; [0018] la Figure 2 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec une carte des points chauds représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation; [0019] la Figure 3 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau selon différents modes de réalisation; [0020] la Figure 4 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec des courbes de niveau représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation; [0021] la Figure 5 est un organigramme décrivant un procédé selon différents modes de réalisation; et [0022] la Figure 6 illustre un exemple de système de calcul selon certains modes de réalisation. Description détaillée [0023] La description détaillée qui suit se réfère aux dessins annexés. Chaque fois que c'est opportun, les mêmes références numériques sont utilisées dans les dessins et dans la description qui suit pour faire référence à des parties identiques ou similaires. Bien que plusieurs modes de réalisation et caractéristiques de la présente divulgation soient décrits ici, des modifications, des adaptations et autres mises en oeuvre sont possibles, sans sortir de l'esprit et de la portée de la présente divulgation. Par conséquent, la description détaillée qui suit ne limite pas la présente divulgation. Au contraire, la portée correcte de la divulgation est définie par les revendications annexées. [0024] Prendre la décision d'essayer d'extraire des hydrocarbures à partir d'un réservoir peut nécessiter de prendre plusieurs facteurs en compte. Un de ces facteurs est une estimation des hydrocarbures disponibles dans le réservoir. Toutefois, les hydrocarbures à l'intérieur de différentes formations rocheuses dans un réservoir peuvent ne pas être disponibles de manière uniforme. La porosité et la saturation en eau sont des paramètres physiques qui peuvent être utilisés pour procéder à une discrimination parmi des formations rocheuses contenant des hydrocarbures. Par exemple, des formations rocheuses poreuses, des formations rocheuses qui sont saturées en eau, et des formations rocheuses qui sont à la fois poreuses et au moins partiellement saturées en eau, peuvent contenir des hydrocarbures qui ne sont pas économiquement viables pour l'extraction, en fonction des valeurs particulières de porosité et de saturation en eau, entre autres facteurs. En outre, un réservoir donné peut contenir à la fois des dépôts d'hydrocarbure économiquement viables et économiquement prohibitifs en raison, entre autres facteurs, des variations de porosité et de saturation en eau des formations à l'intérieur du réservoir. [0025] L'estimation d'un volume d'hydrocarbure disponible pour le réservoir peut comprendre l'évaluation de valeurs de porosité et de saturation en eau qui englobent les valeurs réelles des dépôts d'hydrocarbure économiquement viables à l'intérieur du réservoir. En d'autres termes, pour estimer les hydrocarbures disponibles à l'intérieur d'un réservoir, certaines techniques essaient de séparer les formations à l'intérieur d'un réservoir qui présentent des valeurs de porosité et de saturation en eau appropriées, et celles qui ne les présentent pas. Ces techniques notent alors les hydrocarbures présents dans les dépôts économiquement viables à l'intérieur du réservoir. A cette fin, ces techniques peuvent utiliser des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau estimées, en supposant à des fins de calcul que les parties du réservoir analysées qui présentent une porosité supérieure à la valeur de coupure de porosité et qui présentent une saturation en eau inférieure à la valeur de coupure de saturation en eau produiront des hydrocarbures, et que les autres formations n'en produiront pas. [0026] La sélection des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau à des fins d'estimation du volume d'hydrocarbure disponible dans un réservoir peut se révéler compliquée. Certaines techniques pour sélectionner des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau peuvent se baser uniquement sur "l'intuition" d'un personnel expérimenté. Au contraire, certains modes de réalisation prévoient des outils analytiques pour sélectionner des valeurs de coupure appropriées en utilisant des paramètres objectifs. Un paramètre de ce type est le degré auquel le volume d'hydrocarbure disponible estimé est sensible à des perturbations des deux valeurs de coupure. Par exemple, si un volume d'hydrocarbure disponible estimé est fortement sensible aux (c'est-à-dire, hautement variable en fonction des) variations d'une paire particulière de valeurs de coupure, alors l'estimation est peu digne de confiance. Au contraire, si un volume d'hydrocarbure disponible estimé est relativement insensible aux variations d'une paire particulière de valeurs de coupure, alors un utilisateur peut avoir une confiance relativement plus élevée dans l'estimation. [0027] L'invention divulgue ici des techniques exécutées par ordinateur pour évaluer une sensibilité conjointe pour un volume d'hydrocarbure disponible estimé dans un réservoir qui est affecté par des variations dans les valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. Les techniques peuvent être utilisées pour sélectionner une paire particulière de valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau qui reflètent une telle sensibilité conjointe limitée, et ces valeurs peuvent être utilisées pour calculer un volume d'hydrocarbure disponible estimé. Le volume d'hydrocarbure disponible estimé peut à son tour être utilisé, par exemple, pour évaluer si un réservoir contenant des hydrocarbures est économiquement viable pour des opérations d'extraction, et si c'est le cas si des efforts physiques d'extraction peuvent suivrent. [0028] En résumé, les techniques divulguées ici peuvent être utilisées pour déterminer des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau appropriées de telle sorte que le volume d'hydrocarbure disponible estimé qui en résulte présente une sensibilité relativement faible combinée à des perturbations des valeurs de coupure sous-jacentes. Les valeurs sélectionnées peuvent être utilisées pour estimer un volume d'hydrocarbure économiquement disponible dans le réservoir, ainsi qu'une confiance dans l'estimation, et ces facteurs peuvent alors être utilisés comme base pour prendre la décision d'extraire des hydrocarbures à partir du réservoir. [0029] La Figure 1 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec des courbes de niveau représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation. Des tracés tels que le tracé qui est montré dans la Figure 1 peuvent être affichés selon différents modes de réalisation. [0030] Chaque paire de valeurs de porosité et de saturation en eau illustrée dans la Figure 1 sous la forme d'un point 102 représente une paire de valeurs mesurées ou dérivées. Dans certains modes de réalisation, chaque paire de valeurs représente des paramètres mesurés à des intervalles réguliers le long de la longueur d'un trou de forage. Par exemple, dans certains modes de réalisation, chaque point représente des valeurs de porosité et de saturation en eau à chaque intervalle de 0,5 pied le long de la longueur d'un trou de forage. Dans d'autres modes de réalisation, les intervalles peuvent être différents, par exemple, de quatre pouces, d'un pied, etc. Les valeurs de porosité et de saturation en eau peuvent être mesurées en utilisant n'importe quelle technique connue. Notons que les valeurs spécifiques peuvent être déduites ou dérivées plutôt que mesurées directement. A titre d'exemple non limitatif, la porosité peut être dérivée, en utilisant des techniques connues, à partir de diagraphies soniques plutôt qu'en récupérant un échantillon de roche et en mesurant une largeur de pore moyenne, ce qui peut se révéler impraticable. Des grappes de points, s'il en existe, représentent des valeurs communes de porosité et de saturation en eau pour le trou de forage. Dans certains modes de réalisation, les points tracés représentent des valeurs mesurées le long de la longueur de multiples trous de forage accédant au même réservoir. [0031] La Figure 1 comprend également des courbes de niveau 104 qui représentent des paires de valeurs de porosité et de saturation en eau et qui correspondent à différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé. Pour déterminer un volume d'hydrocarbure maximal estimé, il est utile de d'abord noter que, en général, la relation entre la porosité et la saturation en eau sw pour des données de puits suit une forme hyperbolique, qui peut être exprimée, à titre d'exemple non limitatif, par l'équation 1 ci-dessous: BVW = sw - g5 (1) Dans l'équation 1, BVW représente un volume d'eau brut fixe, sw représente une valeur de saturation en eau, et ce représente la porosité. La relation exprimée par l'équation (1) est d'une manière générale valable pour un volume d'eau brut constant pour une taille de grain de substrat donnée. En outre, le volume d'eau brut diminue d'une manière générale avec une augmentation de la taille de grain. Donc, l'équation (1) peut être utilisée pour caractériser la variation de la géométrie des pores dans un groupe de données de puits considéré. [0032] Le volume d'hydrocarbure maximal estimé, appelé volume des pores d'hydrocarbure, peut être calculé en utilisant, à titre d'exemple non limitatif, l'équation (2) ci-dessous.: hTepv(,£)--= h - eib - (1 ) Points dlin (2) Dans l'équation (2), HCPV(7) représente le volume des pores d'hydrocarbure, mesuré de façon linéaire, calculé en utilisant la paire de valeurs de coupure de porosité 0- coupure et de coupure de saturation en eau swmipure 1-(0 coupure, swceupure). Le terme h représente un paramètre d'épaisseur, qui peut être, par exemple, l'intervalle d'échantillonnage utilisé pour obtenir les paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau 102. Les termes ck et sw représentent les valeurs de porosité et de saturation en eau, respectivement, pour les points d'intérêt. Les points d'intérêt sont les paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau pour lesquelles la porosité est supérieure à 0. coupure et la saturation en eau est inférieure à sw coupure. [0033] L'équation (2) peut être utilisée pour calculer le volume d'hydrocarbure maximal estimé en réglant la valeur de coupure de porosité q) coupure à zéro et la valeur de coupure de saturation en eau swccupure à 100 %, c'est-à-dire, que le volume d'hydrocarbure maximal estimé peut être calculé comme étant HCPC(0, 1) en utilisant l'équation (2). Le volume d'hydrocarbure estimé est "maximal" dans le sens qu'il calcule une quantité totale d'hydrocarbures qui serait présente si les parties capables de contenir des hydrocarbures contenaient réellement des hydrocarbures. [0034] L'équation (2) peut plus généralement être utilisée pour estimer un volume d'hydrocarbure disponible pour n'importe quelle paire donnée de valeurs de coupure Y---(0 coupure, sweo,4,,e). Ceci reflète la compréhension que certaines formations à l'intérieur du réservoir ne peuvent pas produire des hydrocarbures économiquement exploitables en raison de leurs valeurs de porosité et/ou de saturation en eau défavorables. [0035] Une fois qu'un volume d'hydrocarbure maximal estimé est calculé pour un réservoir donné, les courbes de niveau 104 qui sont montrées dans la Figure 1 peuvent être tracées de la façon suivante. Un centile donné du volume d'hydrocarbure maximal estimé peut être calculé comme un produit du volume d'hydrocarbure maximal estimé et du pourcentage correspondant. Chaque courbe de niveau 104 représente les valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau, dont l'une quelconque, si elle est utilisée pour calculer le volume d'hydrocarbure disponible estimé, par exemple, en utilisant l'équation (2), donne le centile spécifié. [0036] Par exemple, si le volume d'hydrocarbure maximal estimé est calculé comme HCPC(0, 1) = 1000 pieds, le 70ème centile serait 70 % multiplié par 1000, ou 700 pieds. La courbe de niveau 104 du 70ème centile qui est montrée dans la Figure 1 représente un ensemble de valeurs de coupure de telle sorte que, si l'une quelconque est utilisée pour déterminer un volume d'hydrocarbure disponible estimé, on obtienne 700 pieds. En d'autres termes, la courbe de niveau 104 du 70ème centile peut être définie comme l'ensemble de points (0 , sw) de telle sorte que HCPC(0 , sw) = 700. [0037] Donc, la Figure 1 montre un graphique qui illustre à la fois les valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau dans un réservoir et les courbes de niveau des centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé. Un tracé tel que celui représenté dans la Figure 1 peut être affiché selon certains modes de réalisation. [0038] La Figure 2 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec une carte des points chauds représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation. Donc, la Figure 2 est similaire à la Figure 1 en ce qu'elles comprennent toutes les deux le même ensemble de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau. 100391 Toutefois, la Figure 2 diffère de la Figure 1 en ce que la Figure 2 comprend une carte des points chauds pour représenter les centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé en plus d'utiliser des courbes de niveau dans le même dessein. Tel qu'elle est employée ici, la "carte des points chauds" utilise des couleurs ou des ombres pour représenter les valeurs de données. Les informations nécessaires pour générer le tracé qui est montré dans la Figure 2 sont similaires à celles utilisées pour générer le tracé qui est montré dans la Figure 2. Par exemple, différents centiles d'un volume d'hydrocarbure maximal estimé peuvent être calculés selon la manière discutée ci-dessus en se référant à la Figure 1. Les centiles peuvent être calculés à des intervalles différents, par exemple, chaque 5 %: 5ème, 10ème, 15ème, 20ème, 25ême, etc. D'autres intervalles peuvent alternativement être utilisés, par exemple, 1 %, 2 %, 3 %, 10 %, etc. Les centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sont tracés dans la Figure 2 comme une carte des points chauds en utilisant des nuances de gris. Comme cela est représenté dans la Figure 2, les centiles inférieurs sont d'une manière générale plus foncés, et les centiles supérieurs sont d'une manière générale plus clairs. D'autres schémas pour la présentation de la carte des points chauds sont également possibles. 10040] La Figure 3 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau selon différents modes de réalisation. Une grappe de paires de valeurs de porosité et de saturation en eau apparaît dans le tracé qui est montré dans la Figure 3 avec le point 302 en son centre. L'existence de la grappe indique que de nombreuses parties du réservoir présentent des valeurs similaires de porosité et de saturation en eau. Confronté à la décision d'essayer une extraction d'hydrocarbure à partir du réservoir, un utilisateur pourrait sélectionner les valeurs représentées par le point 302 en tant que valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau, pour calculer un volume d'hydrocarbure disponible maximal. Toutefois, le tracé qui est montré dans la Figure 3 nous renseigne très peu quant au degré de sensibilité du volume d'hydrocarbure disponible estimé s'agissant des paires de valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. Comme cela est décrit ci-dessous en se référant à la Figure 4, le point 302 pourrait ne pas constituer une sélection optimale pour les valeurs de coupure. [0041] La Figure 4 est un tracé de paires de valeurs mesurées de porosité et de saturation en eau ensemble avec des courbes de niveau représentant différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé selon différents modes de réalisation. En particulier, le tracé de la Figure 4 est le même que celui de la Figure 3, excepté que le tracé de la Figure 4 comprend également des courbes de niveau 406 qui représentent différents centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé. [0042] Le point 402, qui correspond au point 302 de la Figure 3, se trouve sur la courbe de niveau du 60ème centile approximativement au centre de la grappe de points. En outre, les points 404 se trouvent relativement près du point 402, mais se trouvent sur des courbes de niveau différentes, à savoir les courbes de niveau qui représentent le 55ême centile et le 65ème centile. Ceci indique qu'un volume d'hydrocarbure disponible estimé calculé en utilisant le point 402 comme valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau serait relativement sensible à des perturbations de porosité et de saturation en eau. Il en découle qu'un volume d'hydrocarbure disponible estimé calculé en utilisant le point 402 comme valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau n'aurait pas droit à un degré de confiance élevé. Le traçage des courbes de niveau 406 ensemble avec les points facilite l'évaluation de la sensibilité d'un volume d'hydrocarbure disponible estimé à des perturbations de porosité et de saturation en eau. En général, plus l'espace entre les courbes de niveau est étroit (ou plus les couleurs sont proches les unes des autres sur une version de carte des points chauds), moins la confiance dans une estimation associée est grande. [0043] La Figure 5 est un organigramme décrivant un procédé selon différents modes de réalisation. Le procédé qui est montré dans la Figure 5 peut être au moins partiellement mis en oeuvre sur un calculateur électronique. [0044] Au bloc 502, le procédé obtient des mesures de paramètres de trou de forage. Les mesùres peuvent être effectuées à des intervalles réguliers (par exemple, 2 pouces, 4 pouces, 6 pouces, 8 pouces, 10 pouces, 1 pied, etc.) le long de la longueur d'un ou de plusieurs trou(s) de forage associé(s) à un réservoir. Ces mesures peuvent concerner n'importe quel(s) paramètre(s) à partir duquel/desquels les valeurs de porosité et/ou de saturation en eau peuvent être dérivées en utilisant des techniques connues. Des exemples de paramètres et de techniques pour la mesure au bloc 502 comprennent, à titre d'exemple non limitatif: des lectures soniques, des mesures radiologiques, la résistivité électrique, la profondeur, la résonance magnétique à écho de spin, la résonance magnétique nucléaire, l'indice d'hydrogène, des diagraphies de rayons gamma, etc. Le bloc 502 peut obtenir ces mesures en entrant des données dans un calculateur électronique programmé, par exemple. D'autres techniques comprennent la réception par un réseau, l'accession à des données stockées de façon persistante, etc. [0045] Au bloc 504, le procédé détermine les valeurs de porosité et de saturation en eau à partir des données obtenues au bloc 502. Les déterminations spécifiques exécutées au bloc 504 dépendent du type de données obtenues au bloc 502. En d'autres termes, le procédé utilise des techniques connues pour dériver des valeurs de porosité et de saturation en eau qui correspondent aux données obtenues au bloc 502. Les déterminations peuvent être exécutées de façon automatique par un ordinateur programmé. Le résultat du bloc 504 est un ensemble électroniquement accessible de valeurs de porosité et de saturation en eau pour de multiples endroits dans le(s) trou(s) de forage associé(s). Les valeurs peuvent être stockées dans une mémoire persistante. [0046] Au bloc 506, le procédé trace les paires de valeurs de saturation en eau et de porosité. Le tracé obtenu peut se présenter sous la forme présentée dans l'une quelconque des représentations des Figures 1 à 4 par rapport aux paires de valeurs de porosité et de saturation en eau. Le traçage peut être accompli de façon électronique par un ordinateur programmé. Le traçage peut être exécuté en générant et en stockant une structure de données représentant le tracé et incluant des points représentant les paires de valeurs de porosité et de saturation en eau déterminées au bloc 504. La structure de données peut être n'importe laquelle d'une variété de formats comprenant, à titre d'exemple non limitatif, JPEG, GIF, bitmap, etc. [0047] Au bloc 508, le procédé estime un volume d'hydrocarbure maximal estimé. L'estimation peut être réalisée sur la base des paires de valeurs de porosité et de saturation en eau déterminées au bloc 504 et calculées en utilisant l'équation (2), comme cela est décrit ci-dessus. Le calcul peut être exécuté par un ordinateur programmé. Le résultat du calcul peut être stocké dans une mémoire persistante, par exemple. [0048] Au bloc 510, le procédé représente une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé calculé au bloc 508. La représentation peut comprendre le traçage de courbes de niveau ou d'une carte des points chauds comme cela a été discuté de façon détaillée ici. Un utilisateur peut utiliser une interface d'utilisateur (discutée en détail ci-dessous) pour sélectionner des courbes de niveau, une carte des points chauds, ou les deux, pour représenter les centiles. Le traçage peut être accompli par un ordinateur programmé. Le traçage peut être exécuté en modifiant la structure de données générée au bloc 506, par exemple, pour inclure une représentation de courbes de niveau et/ou d'une carte des points chauds. La structure de données modifiée peut être stockée dans une mémoire persistante, par exemple. [0049] Au bloc 512, le procédé réalise l'affichage du graphique obtenu. Le graphique peut apparaître comme les tracés illustrés dans n'importe quelle représentation des Figures 1, 2, et 4. Le bloc 512 peut être exécuté par un calculateur électronique programmé. L'affichage peut être accompli en programmant l'ordinateur pour entraîner une interface vidéo à générer un signal interprétable par un dispositif d'affichage électronique, où le signal représente au moins le tracé généré et stocké selon les blocs précédents. En d'autres termes, l'affichage peut être accompli en entraînant un calculateur électronique à afficher le tracé. [0050] D'une manière générale, certains modes de réalisation comprennent une interface d'utilisateur par l'intermédiaire de laquelle l'utilisateur peut adapter le tracé et/ou l'affichage. Par exemple, un utilisateur peut sélectionner un affichage des centiles de volume d'hydrocarbure maximal estimé sous la forme de courbes de niveau, d'une carte des points chauds, ou les deux. L'utilisateur peut sélectionner quels, combien et à quels intervalles les centiles peuvent être représentés, en particulier pour les centiles représentés par des courbes de niveau. [0051] Certains modes de réalisation fournissent à l'utilisateur un pointeur commandé par un utilisateur qui dispose de capacités spéciales d'interaction avec le tracé affiché. Le pointeur peut apparaître sous la forme d'une croix commandée par l'utilisateur en utilisant une souris, par exemple. L'utilisateur qui déplace le pointeur sur une paire de valeurs de coupure donnée peut permettre à l'utilisateur de visualiser les points sélectionnés pour calculer un volume d'hydrocarbure disponible estimé, par exemple, les points présentant des valeurs de porosité supérieures à la valeur de coupure de porosité et présentant des valeurs de saturation en eau inférieures à la valeur de coupure de saturation en eau. Les valeurs de la paire de valeurs de coupure peuvent être affichées à proximité de la croix, ainsi que la valeur du volume d'hydrocarbure disponible estimé pour la coupure. Des valeurs de coupure par défaut ou des valeurs de coupure entrées par l'utilisateur dans l'interface d'utilisateur peuvent être affichées de façon automatique sur le tracé, avec un pointeur sur la paire de valeurs de coupure sélectionnée. Lorsque l'utilisateur déplace le pointeur, les valeurs de coupure dans l'interface peuvent par conséquent être mises à jour automatiquement. Lorsque l'utilisateur déplace la souris le long des courbes de niveau des centiles, par exemple, les valeurs de la paire de valeurs de coupure sur la courbe peuvent être affichées, ainsi que la valeur du volume d'hydrocarbure disponible estimé pour ces coupures. [0052] Différents modes de réalisation peuvent être utilisés d'une variété de manières pour une variété d'objectifs. Un exemple de cas d'utilisation comprend l'assistance à la sélection de valeurs de coupure. Plus particulièrement, certains modes de réalisation peuvent assister un utilisateur en l'aidant à visualiser la sensibilité à des valeurs de coupure d'un volume d'hydrocarbure disponible estimé. Certains modes de réalisation peuvent être utilisés pour observer la sensibilité du volume d'hydrocarbure disponible estimé au choix combiné des deux valeurs de coupure. Alternativement, ou en outre, certains modes de réalisation peuvent aider un utilisateur à visualiser individuellement la sensibilité à chaque coupure, le long de chaque axe. [0053] En outre, certains modes de réalisation peuvent aider un utilisateur à choisir une plage de valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. De cette manière, l'utilisateur peut obtenir des estimations de pessimistes à optimistes du volume d'hydrocarbure disponible. En utilisant les niveaux affichés, l'utilisateur peut choisir de procéder à un calcul d'estimation d'un volume d'hydrocarbure disponible pour les valeurs de coupure dans une plage délimitée par, par exemple, les 10ème et Win' centiles. [0054] En outre encore, certains modes de réalisation aident un utilisateur à évaluer le choix de l'utilisateur pour les valeurs de coupure. Des variations du volume d'hydrocarbure disponible estimé pour de petites variations des valeurs de coupure autour des valeurs choisies peuvent être observées. De cette manière, certains modes de réalisation aident à évaluer la confiance dans l'estimation du volume d'hydrocarbure disponible pour les valeurs, de coupure choisies. Si la sensibilité locale est faible, la confiance dans le volume d'hydrocarbure disponible estimé est élevée par rapport aux valeurs de coupure. [0055] Des variantes des modes de réalisation sont également envisagées. Une variante de ce type comprend le calcul de valeurs de lithologie pour le puits, de telle sorte que chacune des données de puits à une profondeur donnée soit associée à un type de roche en plus d'une porosité et d'une saturation en eau. Dans pareils modes de réalisation, des données de puits avec une lithologie contenant du pétrole sont utilisées pour calculer une estimation du volume d'hydrocarbure disponible pour une paire donnée de valeurs de coupure. Dans ces modes de réalisation, l'ensemble de points d'intérêt utilisé dans l'équation (2) peut être affiné de telle sorte que les valeurs associées à la lithologie contenant du pétrole soient utilisées pour le calcul. [0056] Une autre variante comprend la prise en compte de la profondeur. En d'autres termes, dans certains modes de réalisation, le calcul du volume d'hydrocarbure disponible estimé tient compte de la profondeur. Pour une paire donnée de valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau, un ensemble de points d'intérêt peut être sélectionné pour le calcul. Parmi ces points, des points qui sont isolés le long du puits, ou la formation d'une couche mince en dessous d'un certain seuil d'épaisseur, peuvent être écartés. Cet affinage calcule un volume d'hydrocarbure estimé en utilisant un algorithme qui exécute l'enlèvement d'un lit mince. [0057] La Figure 6 illustre un exemple du système de calcul 601A selon certains modes de réalisation. Le système de calcul 601A peut être un système d'ordinateur individuel ou un agencement de systèmes d'ordinateur distribués. Le système de calcul 601A comprend un ou plusieurs module(s) d'analyse 602 qui est (sont) configuré(s) de manière à exécuter différentes tâches selon certains modes de réalisation, telles que un ou plusieurs des procédés divulgués ici (par exemple, le procédé de la Figure 5). Pour exécuter ces différentes tâches, le module d'analyse 602 opère de façon indépendante ou de façon coordonnée avec un ou plusieurs processeur(s) 604, qui est (sont) connecté(s) à un ou plusieurs support(s) de stockage 606. Le(s) processeur(s) 604 est (sont) également connecté(s) à une interface réseau 607 de manière à permettre au système d'ordinateur 601A de communiquer par un réseau de données 608 avec un ou plusieurs système(s) d'ordinateur et/ou système(s) de calcul supplémentaire(s), tel que le 601B (notons que le système d'ordinateur 601B peut ou peut ne pas partager la même architecture que le système d'ordinateur 601A, et peut être situé à différents endroits physiques, par exemple, le système d'ordinateur 601A peut se trouver dans un laboratoire tout en étant en communication avec un ou plusieurs système(s) d'ordinateur, tel que le 601B, qui est (sont) situé(s) dans un ou plusieurs centre(s) de données ou site(s) de réservoir, et/ou est (sont) situé(s) dans différents pays sur différents continents). Le(s) processeur(s) 604 peut (peuvent) comprendre un microprocesseur, un micro-dispositif de commande, un module ou un sous système de processeur, un circuit intégré programmable, un réseau de portes programmable ou un autre dispositif de commande ou de calcul. [0058] Le support de stockage 606 peut être constitué d'un ou de plusieurs support(s) de stockage lisible(s) par un ordinateur ou lisible(s) par une machine. Notons que bien que dans l'exemple de mode de réalisation de la Figure 6, le support de stockage 606 soit représenté comme se trouvant à l'intérieur du système d'ordinateur 601A, dans certains modes de réalisation, le support de stockage 606 peut être distribué à l'intérieur et/ou à travers de multiples boitiers internes et/ou externes du système de calcul 601A et/ou de systèmes de calcul supplémentaires. Le support de stockage 606 peut comprendre une ou plusieurs forme(s) différente(s) de mémoire comprenant des dispositifs de mémoire à semi-conducteurs tels que des mémoires vives dynamiques ou statiques (DRAM ou SRAM), des mémoires mortes effaçables et programmables (EPROM), des mémoires mortes électriquement effaçables et programmables (EEPROM) et des mémoires instantanées, des disques magnétiques tels que des disques durs rues, des disquettes et des disques amovibles, d'autres supports magnétiques comprenant des bandes, des supports optiques tels que des disques compacts (CD) ou des disques vidéo numériques (DVD), des BluRays ou d'autres types de stockage optique, ou d'autres types de dispositifs de stockage. Notons que les instructions discutées ci-dessus peuvent être foumies sur un support de stockage lisible par un ordinateur ou lisible par une machine ou, alternativement, peuvent être fournies sur de multiples supports de stockage lisibles par un ordinateur ou lisibles par une machine distribués dans un grand système pouvant comprendre plusieurs noeuds. Un tel support/de tels supports de stockage lisible(s) par un ordinateur ou lisible(s) par une machine est (sont) considéré(s) comme faisant partie d'un article (ou d'un article manufacturé). Un article ou un article manufacturé peut faire référence à n'importe quel composant manufacturé unique ou à n'importe quels composants manufacturés multiples. Le support ou les supports de stockage peut (peuvent) soit être situé(s) dans la machine qui exécute les instructions lisibles par la machine, soit être situé(s) à un endroit distant à partir duquel des instructions lisibles par la machine peuvent être téléchargées par un réseau en vue d'être exécutées. [0059] Dans certains modes de réalisation, le système de calcul 601A contient un ou plusieurs module(s) de génération de graphique 609. Dans l'exemple de système de calcul 601A, le système d'ordinateur 601A comprend un module de génération de graphique 609. Dans certains modes de réalisation, un seul module de génération de graphique fonctionnant ensemble avec le reste du système de calcul 601A peut être utilisé pour exécuter une partie ou la totalité des aspects du procédé qui est montré dans la Figure 5. [0060] On appréciera le fait que le système de calcul 601A est un exemple d'un système de calcul, et que le système de calcul 601A peut comprendre plus ou moins de composants que ceux montrés, peut combiner des composants supplémentaires non représentés dans l'exemple de mode de réalisation de la Figure 6, et/ou le système de calcul 600A peut présenter une configuration ou un agencement différent(e) des composants représentés dans la Figure 6. Les différents composants montrés dans la Figure 6 peuvent être mis en oeuvre dans un matériel informatique, un logiciel ou une combinaison à la fois de matériel informatique et de logiciel, comprenant un ou plusieurs circuit(s) intégré(s) spécifiques(s) de traitement et/ou d'application de signaux. [0061] En outre, les étapes dans les procédés de traitement décrits ici peuvent être mises en oeuvre en exécutant un ou plusieurs module(s) fonctionnel(s) dans un appareil de traitement d'informations tels que des processeurs généraux ou des puces spécifiques d'application, telles que des ASIC, des FPGA, des PLD ou d'autres dispositifs appropriés. Ces modules, combinaisons de ces modules, et/ou leur combinaison avec un matériel informatique général sont inclus à l'intérieur de la portée de la protection des modes de réalisation de l'invention. [0062] Il n'est pas nécessaire que les étapes décrites soient exécutées dans la même séquence discutée ou avec le même degré de séparation. Différentes étapes peuvent être omises, répétées, combinées ou divisées pour atteindre des objectifs ou obtenir des améliorations identiques ou similaires. Par conséquent, la présente divulgation n'est pas limitée aux modes de réalisation décrits ci-dessus, mais est au contraire définie par les revendications annexées à la lumière de l'étendue des équivalents. REVENDICATIONS1. Procédé exécuté par un ordinateur pour évaluer des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau pour une estimation de volume d'hydrocarbure, le procédé comprenant les étapes suivantes: obtenir, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de valeurs de porosité pour une pluralité d'endroits dans au moins un trou de forage; tracer, en utilisant un processeur électronique, la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité sur un graphique, dans lequel le graphique comprend un axe de saturation en eau et un axe de porosité; estimer, en utilisant un processeur électronique et sur la base de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, un volume d'hydrocarbure maximal estimé pour ledit au moins un trou de forage; représenter, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sur le graphique; et réaliser, en utilisant un processeur électronique, l'affichage du graphique pour un utilisateur, par lequel l'utilisateur peut observer visuellement une sensibilité combinée à des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre les étapes suivantes: sélectionner une valeur de coupure de porosité sélectionnée et une valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; déterminer un volume d'hydrocarbure disponible estimé pour la valeur de coupure de porosité sélectionnée et la valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; décider, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, d'extraire au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage; et extraire, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel l'estimation du volume d'hydrocarbure maximal estimé comprend le calcul d'une somme de produits, dans lequel chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut au moins une paire de valeurs de saturation en eau et de porosité associée à une lithologie ne contenant pas d'hydrocarbure. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre la fourniture pour affichage d'une valeur de saturation en eau associée à une position d'un pointeur commandé par un utilisateur, d'une valeur de porosité associée à la position du pointeur, et d'un volume d'hydrocarbure disponible estimé associé à la position du pointeur. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la fourniture pour affichage comprend la fourniture d'un affichage dynamique à une distance fixe du pointeur. 7. Procédé selon la revendication 5 ou 6, dans lequel le volume d'hydrocarbure disponible estimé est calculé comme une somme de produits, dans lequel chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau, dans lequel la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut des paires de valeurs de saturation en eau et de porosité qui incluent une valeur de porosité inférieure à une valeur associée à une position du pointeur, une valeur de saturation en eau supérieure à une valeur de saturation en eau associée à une position du pointeur, ou les deux. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel la représentation comprend la représentation sous la forme d'une carte des points chauds ou d'une pluralité de courbes de niveau. 9. Système de calcul, comprenant: un ou plusieurs processeur(s), au moins une mémoire, et un ou plusieurs programme(s) stocké(s) dans ladite au moins une mémoire, dans lequel ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) est (sont) configuré(s) de manière à être exécuté(s) par ledit/lesdits un ou plusieurs processeur(s), ledit/lesdits un ou plusieurs prograrnme(s) contenant des instructions pour: obtenir, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de valeurs de porosité pour une pluralité d'endroits dans au moins un trou de forage; tracer, en utilisant un processeur électronique, la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité sur un graphique, dans lequel le graphique comprend un axe de saturation en eau et un axe de porosité; estimer, en utilisant un processeur électronique et sur la base de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, un volume d'hydrocarbure maximal estimé pour ledit au moins un trou de forage; représenter, en utilisant un processeur électronique, une pluralité de centiles du volume d'hydrocarbure maximal estimé sur le graphique; et réaliser, en utilisant un processeur électronique, l'affichage du graphique pour un utilisateur, par lequel l'utilisateur peut observer visuellement une sensibilité combinée à des valeurs de coupure de porosité et de saturation en eau. 10. Système selon la revendication 9, dans lequel ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) contient (contiennent) en outre des instructions pour: sélectionner une valeur de coupure de porosité sélectionnée et une valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée;déterminer un volume d'hydrocarbure disponible estimé pour la valeur de coupure de porosité sélectionnée et la valeur de coupure de saturation en eau sélectionnée; décider, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinées d'extraire au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de forage; et extraire, sur la base du volume d'hydrocarbure disponible estimé et de la sensibilité combinée, au moins une partie de l'hydrocarbure du trou de-forage. 11. Système selon la revendication 9 ou 10, dans lequel l'estimation du volume d'hydrocarbure maximal estimé comprend le calcul d'une somme de produits, dans lequel chaque produit comporte une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau. 12. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 11, dans lequel la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut au moins une paire de valeurs de saturation en eau et de porosité associée à une lithologie ne contenant pas d'hydrocarbure. 13. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 12, dans lequel ledit/lesdits un ou plusieurs programme(s) contient (contiennent) en outre des instructions pour: fournir pour l'affichage une valeur de saturation en eau associée à une position d'un pointeur commandé par un utilisateur, une valeur de porosité associée à la position du pointeur, et un volume d'hydrocarbure disponible estimé associé à la position du pointeur. 14. Système selon la revendication 13, dans lequel le volume d'hydrocarbure disponible estimé est calculé comme une somme de produits, dans lequel chaque produit comprend une valeur de porosité et une valeur de non saturation en eau, dans lequel la somme se situe au-dessus d'un sous-ensemble de la pluralité de paires de valeurs de saturation en eau et de porosité, et dans lequel le sous-ensemble exclut des paires de valeurs de saturation en eau et de porosité qui incluent une valeur de porosité inférieure à une valeur associée à une position dupointeur, une valeur de saturation en eau supérieure à une valeur de saturation en eau associée à une position du pointeur, ou les deux. 15. Système selon l'une quelconque des revendications 9 à 14, dans lequel la représentation comprend la représentation sous la forme d'une carte des points chauds ou d'une pluralité de courbes de niveau.