FR 3040189 A1 20170224 FR 1656704 A 20160712 3040189 PROCÉDÉ ET APPAREIL ADAPTÉS POUR INTERPRÉTER DES RÉSULTATS D'UN OUTIL DE DIAGRAPHIE DE PRODUCTION (PLT) DOMAINE TECHNIQUE La présente divulgation concerne d'une façon générale une interprétation de données obtenues par des outils de diagraphie de production (PLT) utilisés dans des puits d'hydrocarbure et, plus particulièrement, un procédé et un appareil adaptés pour évaluer et valider des propriétés d'une formation sur la base d'une interprétation de résultats de données obtenues par des PLT. CONTEXTE Des outils de diagraphie de production (PLT) sont régulièrement utilisés dans des puits de production d'hydrocarbures afin de déterminer la distribution de pétrole et la production de gaz et d'eau le long d'un puits dans des cas où le puits présente des perforations sur un intervalle suffisamment important. En règle générale, la chaîne d'outils PLT peut comprendre des débitmètres, des manomètres, des jauges de température, et un outil de mesure de la densité d'un fluide ou un capacimètre. Les données en bas du trou obtenues par des PLT peuvent être, par exemple, transmises par voie électronique, à une surface, via un câble électrique. À la surface, les données PLT peuvent être traitées et utilisées pour gérer une formation réservoir dans des zones de contrôle de vide, de maintenance de pression, et d'évaluation ou de validation des propriétés d'une formation. Le procédé le plus couramment utilisé dans la technique antérieure pour évaluer et/ou valider les propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité de composants de production le long d'un puits de forage, des profils de saturation, et similaire) est la méthode des approximations successives (ou méthode d'essais et d'erreurs) dans laquelle un utilisateur (par ex., un ingénieur) modifie manuellement les propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité et de perméabilité relative) en faisant fonctionner des simulateurs de puits de forage une pluralité de fois. Le processus de mise en correspondance exécuté dans la méthode des approximations successives peut être très chronophage et ne pas permettre d'obtenir l'approximation préférée de distributions réelles, en particulier dans des cas de production multiphase. L'autre procédé utilisé dans la technique antérieure pour évaluer et/ou valider les propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité et des profils de 2 3040189 saturation) est basé sur la minimisation d'une fonction objective (par ex., un coût). Par exemple, la fonction objective peut être créée en intégrant le carré de la différence entre des données observées (par ex., des données de diagraphie de PLT) et une propriété modélisée (par ex., un débit d'écoulement) sur la base d'une supposition d'un certain profil de 5 perméabilité. Par conséquent, le procédé basé sur la minimisation d'une fonction objective se réduit en fait à rechercher un minimum d'une fonction de n variables, où n est une dimension de données de diagraphie de PLT (en d'autres termes, un nombre de points de mesure). Comme la taille des données de diagraphie de PLT peut être plutôt élevée (par ex., des centaines de données, voire davantage), l'approche basée sur une minimisation de la fonction 10 objective génère habituellement des exigences irréalisables du point de vue du temps nécessaire à une unité centrale de traitement (CPU) pour l'exécuter, en particulier pour des simulateurs de puits de forage/réservoir (par ex., des simulateurs en trois dimensions (3D)). L'autre procédé utilisé dans la technique antérieure pour évaluer et/ou valider les propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité et des profils de saturation) (par ex., dans 15 des puits fermés). Cependant, ce procédé ne peut pas être utilisé pour interpréter des données de diagraphie de vitesse en régime établi. Par conséquent, un procédé et un cadre d'évaluation et de validation, efficaces et précis, des propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité et de saturation d'une formation) basés sur une interprétation de données de diagraphie de PLT sont 20 souhaitables. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS Divers modes de réalisation de la présente divulgation pourront être mieux compris à la lecture de la description détaillée qui suit et des dessins joints de divers modes de 25 réalisation de la présente divulgation. Sur les dessins, des numéros de référence similaires peuvent indiquer des éléments identiques ou similaires dans leur fonctionnement. La figure 1 est une vue fournie à titre d'exemple d'un puits de forage avec une venue de pétrole, de gaz et d'eau, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 2 est un exemple d'un outil de diagraphie de production (PLT), selon 30 certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 3 est un graphique fourni à titre d'exemple de données de diagraphie de PLT relatives à un puits d'hydrocarbure, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. 3 3040189 La figure 4 est un organigramme d'un procédé itératif adapté pour déterminer une distribution (profil) de perméabilité d'un composant dans une formation réservoir le long d'un puits de forage, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 5 est un graphique fourni à titre d'exemple d'un profil de perméabilité 5 normalisé utilisé pour modéliser une diagraphie de vitesse de PLT et le profil de perméabilité retrouvé au moyen du procédé itératif présenté dans le présent document, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 6 est un graphique fourni à titre d'exemple d'une diagraphie de vitesse de PLT modélisé et d'un profil de vitesse calculé au moyen du profil de perméabilité évalué 10 après application du procédé itératif présenté dans le présent document, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 7 est un graphique fourni à titre d'exemple d'une diagraphie de vitesse de PLT modélisée avec un certain niveau de bruit et d'un profil de vitesse calculé au moyen du profil de perméabilité évalué après application du procédé itératif présenté dans le présent 15 document, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 8 est un graphique fourni à titre d'exemple d'un profil de perméabilité normalisé utilisé pour modéliser une diagraphie de vitesse de PLT et un profil de perméabilité retrouvé après application du procédé itératif présenté dans le présent document pour des données de PLT bruyantes, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. 20 La figure 9 est un organigramme d'un procédé adapté pour évaluer des propriétés d'une formation sur la base d'une interprétation de données PLT, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. La figure 10 est un schéma fonctionnel d'un système informatique fourni à titre d'exemple, dans lequel des modes de réalisation de la présente divulgation peuvent être mis 25 en oeuvre. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Des modes de réalisation de la présente divulgation concernent un procédé et un appareil adaptés pour évaluer des propriétés d'une formation (par ex., des profils de 30 perméabilité de composants dans une formation réservoir le long d'un puits de forage, des profils de saturation, et similaire) sur la base d'une interprétation de données obtenues par des outils de diagraphie de production (PLT) utilisés dans des puits d'hydrocarbures. Bien que la présente divulgation soit décrite dans le présent document en référence à des modes de 4 3040189 réalisation fournis à titre d'exemple pour des applications particulières, il est à noter que des modes de réalisation ne se limitent pas à ceux-ci. D'autres modes de réalisation sont possibles, et des modifications peuvent être apportées aux modes de réalisation sans s'éloigner de l'esprit et de la portée des enseignements du présent document et de domaines 5 supplémentaires dans lesquels les modes de réalisation pourraient être d'une utilité significative. Dans la description détaillée qui suit, les références faites à « un mode de réalisation », « un mode de réalisation fourni à titre d'exemple », etc., indiquent que le mode de réalisation décrit peut comprendre une fonction, une structure ou une caractéristique particulière, mais io que tous les modes de réalisation peuvent ne pas nécessairement comprendre la fonction, la structure ou la caractéristique particulière. De plus, ces expressions ne font pas nécessairement référence au même mode de réalisation. En outre, lorsqu'une fonction, une structure ou une caractéristique particulière est décrite en rapport avec un mode de réalisation, il est sous-entendu qu'il revient à l'homme du métier de mettre ou non en °nuire une telle 15 fonction, structure ou caractéristique en rapport avec d'autres modes de réalisation, que cela soit explicitement décrit ou non. Il pourra également sembler évident à l'homme du métier que les modes de réalisation, tels qu'ils sont décrits dans le présent document, peuvent être mis en oeuvre dans un grand nombre de modes de réalisation différents en termes de logiciel, de matériel, de micrologiciel, et/ou des entités illustrées sur les figures. Tout code logiciel réel 20 associé au contrôle spécialisé d'un matériel pour mettre en oeuvre des modes de réalisation ne limite en rien la description détaillée. Par conséquent, le comportement opérationnel de modes de réalisation sera décrit en gardant présent à l'esprit que des modifications et des variantes des modes de réalisation sont possibles, étant donné le niveau de détail présenté dans le présent document. 25 La présente divulgation peut répéter des numéros de référence et/ou des lettres dans les divers exemples ou figures. Cette répétition a pour but de simplifier et de clarifier l'invention mais n'édicte pas en elle-même une relation entre les divers modes de réalisation et/ou configurations décrits. En outre, des termes relatifs à l'espace comme, par exemple, en dessous, au-dessous, inférieur, au-dessus, supérieur, en haut du trou, en bas du trou, en amont, 30 en aval, et similaire, peuvent être utilisés dans le présent document afin de faciliter la description et décrire la relation d'un élément ou d'une fonction par rapport à un ou plusieurs autres éléments ou fonctions illustrés, la direction vers le haut indiquant la direction vers le haut de la figure correspondante et la direction vers le bas indiquant la direction vers le bas de 5 3040189 la figure correspondante, la direction en haut du trou étant la direction vers la surface du puits de forage et la direction en bas du trou étant la direction vers le fond du puits de forage. Sauf indication contraire, les termes relatifs à l'espace sont censés englober différentes orientations de l'appareil à l'utilisation ou en fonctionnement, en plus de l'orientation décrite sur les 5 figures. Par exemple, si, sur les figures, un appareil est retourné (tête en bas), des éléments décrits comme se trouvant « au-dessous » ou « en dessous » d'autres éléments ou fonctions seront alors orientés « au-dessus » des autres éléments ou fonctions. Par conséquent, le terme « au-dessous », fourni à titre d'exemple, peut englober à la fois une orientation vers le dessus et une orientation vers le dessous. L'appareil peut être orienté autrement (tourné à 90° ou Io selon d'autres orientations) et les termes relatifs à l'espace utilisés dans le présent document peuvent donc également être interprétés en conséquence. De plus, même si une figure peut dépeindre un puits de forage horizontal ou un puits de forage vertical, sauf indication contraire, l'homme du métier comprendra sans difficulté que l'appareil selon la présente divulgation est également parfaitement adapté à une utilisation 15 dans des puits de forage ayant d'autres orientations notamment des puits de forage verticaux, des puits de forage obliques, des puits de forage multilatéraux, ou similaire. De façon similaire, sauf indication contraire, même si une figure peut dépeindre une exploitation en mer, l'homme du métier comprendra sans difficulté que l'appareil selon la présente divulgation est également parfaitement adapté à une utilisation dans des puits à terre, et vice 20 versa. En outre, sauf indication contraire, même si une figure peut dépeindre un trou tubé, l'homme du métier comprendra sans difficulté que l'appareil selon la présente divulgation est également parfaitement adapté à une utilisation dans l'exploitation de trous ouverts. Des modes de réalisation fournis à titre d'exemple, et des procédés associés de la présente divulgation sont décrits dans ce qui suit en référence aux figures 1 à 10 du fait 25 qu'elles peuvent être utilisées pour évaluer des propriétés d'une formation (par ex., des profils de perméabilité, des profils de saturation, et similaire) sur la base d'une interprétation de données obtenues par des PLT utilisés dans des puits d'hydrocarbures. De tels modes de réalisation et procédés associés peuvent être mis en pratique, par exemple, au moyen d'un système informatique tel que celui décrit dans le présent document. D'autres caractéristiques 30 et avantages des modes de réalisation divulgués seront ou deviendront rapidement évidents à l'homme du métier après examen des figures suivantes et lecture de la description détaillée. Il est prévu que de telles fonctions et avantages supplémentaires entrent dans la portée des modes de réalisation divulgués. En outre, les figures illustrées sont fournies à titre d'exemple 6 3040189 uniquement et ne sont pas prévues pour affirmer ou impliquer une quelconque limitation par rapport à l'environnement, l'architecture, la conception ou un processus selon lesquels différents modes de réalisation peuvent être mis en oeuvre. Un procédé numérique est présenté dans la présente divulgation pour évaluer et 5 valider des propriétés d'une formation sur la base d'une interprétation de données obtenues par des PLT. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, le procédé numérique présenté dans le présent document conduirait à un profil de perméabilité d'une formation réservoir et/ou de saturations de fluides de production le long d'une longueur d'un puits de forage associé à la formation réservoir. Le procédé présenté dans le présent document est illustré par des o exemples numériques dans lesquels des données PLT modélisées sont utilisées et simulées au moyen d'une distribution réelle de la perméabilité absolue d'une formation réservoir et du solveur hydrodynamique du simulateur de puits de forage/complétion NEToo1®. Le procédé présenté est d'ordre général et peut être appliqué pour déterminer des profils de perméabilité et de saturation de diverses phases d'un flux de production multiphase. Dans un ou plusieurs 15 modes de réalisation, une série d'informations est indispensable pour procéder au calcul d'un profil de perméabilité sur toute la longueur du puits de forage. Parmi ces données essentielles figurent les données pression-volume-température (PVT), les données relatives à des complétions de puits de forage et notamment une taille de tubes, des spécifications de tubage, des détails de perforations, des données de revêtement, une table de performance de levage 20 vertical, et des tables validées et mises à jour de perméabilité relative à 3 phases avec des saturations de gaz, de pétrole et d'eau. Certains modes de réalisation de la présente divulgation peuvent concerner, mais ne pas se limiter à, un puits de forage horizontal dans une formation située au-dessus d'un aquifère, comme illustré sur la figure 1. La figure 1 illustre une vue fournie à titre d'exemple 25 100 d'un puits de forage 102 avec une venue de pétrole 104, de gaz 106 et d'eau 108, selon certains modes de réalisation de la présente divulgation. Des données de diagraphie de PLT obtenues au moyen d'un ou plusieurs outils de diagraphie PLT, comme l'outil de diagraphie PLT fourni à titre d'exemple 200, avec une vue en coupe transversale 202 illustrée sur la figure 2, peuvent permettre de calculer une venue (en d'autres termes, un débit massique par 30 longueur de surface d'un puits) J, de tous les composants i (par ex., du pétrole, de l'eau et du gaz) dans le puits de forage, en d'autres termes : 27z-k,r0 ap r = ro : J, = , i=o,g,w, (1) y, ar 7 3040189 où r est la coordonnée radiale, ro est le rayon du puits de forage, k, et y, représentent la perméabilité et la viscosité cinématique du composant i (par ex., du pétrole, de l'eau et du gaz), respectivement. La figure 3 illustre un graphique fourni à titre d'exemple 300 de données de diagraphie de PLT (par ex., obtenues par l'outil de diagraphie PLT 200), qui 5 peuvent être utilisées pour calculer la venue J selon l'équation (1). Des valeurs des propriétés matérielles (par ex., le rayon du puits de forage, une viscosité cinématique y, d'un composant i particulier) et le gradient de pression p (en d'autres termes, -ap dans l'équation (1)) peuvent être prises en compte à la face de complétion sur le ar côté de la formation. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, en connaissant les débits 10 massiques définis par l'équation (1), il est possible de déterminer les perméabilités d'un composant à proximité du puits de forage, même si le gradient de pression n'est pas connu. Par exemple, le taux de production mesuré du pétrole J, dans la position d'intérêt du puits de forage est différent de zéro et peut être déterminé à partir de données de diagraphie de PLT. Ensuite, les rapports suivants peuvent être définis : fg _ ; f kW15 k' vg k0 v' 27rk, ro ap . J, = (2) y, ar Comme tous les taux de production J, et les rapports fg et f,,. définis par l'équation (2) sont connus, tous les profils de perméabilité le long du puits de forage peuvent être trouvés, si un profil de la perméabilité du pétrole k0 est déterminé, en d'autres termes : 20 k = --L'y - k ; k -k'. (3) g 1,'' ,, 1,' Pour certains modes de réalisation, des viscosités individuelles de composants sont connues à partir d'essais en laboratoire ou des données de PVT. Comme les perméabilités relatives sont fonction de leurs saturations, l'équation (3) peut également être appliquée pour déterminer les profils de saturation. Selon l'équation (3), même dans le cas d'une production 25 de plusieurs composants, le procédé de récupération des perméabilités relatives et des saturations peut se réduire à la recherche d'un profil de perméabilité d'un seul composant. Par conséquent, un algorithme d'inversion développé pour un cas de production à une seule phase peut être appliqué au cas de production à plusieurs phases, au moyen des équations (2)-(3). 8 3040189 Des modes de réalisation de la présente divulgation peuvent concerner en outre un puits de forage fourni à titre d'exemple (par ex., le puits de forage 102 illustré sur la figure 1) produisant un seul composant, notamment du pétrole avec une distribution connue d'un taux de production J' (z) déterminé à partir de données de diagraphie de PLT. Afin de déterminer 5 la distribution de la perméabilité du pétrole k' (z) le long de la longueur z du puits de forage, la fonction J 0(z) est comparée à des prédictions théoriques du taux de production J,(z), qui peuvent être obtenues au moyen d'un simulateur de puits de forage. Le procédé présenté dans la présente divulgation est un cadre de travail itératif illustré sous la forme d'un organigramme 400 sur la figure 4. Initialement (en d'autres termes, pour le nombre lo d'itérations n = 0), à un bloc 402, le profil de perméabilité du pétrole k' (z) est initialisé à une valeur constante le long de la longueur du puits de forage, en d'autres termes, 1c7° (z) = const . À un bloc 404, au moyen d'un solveur de puits de forage, un profil de taux de production théorique de pétrole J,"(z) peut être calculé pour un profil de perméabilité estimé (évalué) k,", (z) . À un bloc 406, le profil de perméabilité peut être corrigé (ajusté) au moyen de données 15 de diagraphie de PLT (par ex., une distribution d'un taux de production J' (z)) et du profil de production théorique J,"(z) . Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la fonction de distribution de perméabilité (profil de perméabilité) peut être modifiée, au bloc 406, selon l'équation suivante : Ic:+1(z)= k,"(z). FIJ'(z),J,"(z).1, (4) 20 où n représente le nombre d'itérations ; et la fonction Fil est choisie de telle sorte que FH >1 si la prédiction théorique du taux de production local à une itération n (z) est inférieure à sa valeur mesurée '(z) , ou bien de telle sorte que FH REVENDICATIONS1. Procédé implémenté par ordinateur adapté pour interpréter des données d'un outil de diagraphie de production (PLT), le procédé consistant à : déterminer, sur la base des données PLT, un taux de production pour un composant 5 produit par un puits de forage associé à une formation réservoir d'hydrocarbure ; initialiser une distribution d'une propriété du composant le long d'une longueur du puits de forage ; calculer, sur la base de la distribution de la propriété, au moyen d'un simulateur pour le puits de forage, un taux de production simulé pour le composant ; lo ajuster la distribution de la propriété, sur la base du taux de production et du taux de production simulé ; répéter le calcul du taux de production simulé sur la base de la distribution ajustée, et répéter l'ajustement de la distribution, jusqu'à ce qu'une convergence de la distribution soit atteinte durant deux itérations consécutives ; et 15 mettre à jour, sur la base de la distribution ajustée de la propriété du composant le long de la longueur du puits de forage, un modèle de la formation réservoir d'hydrocarbure utilisé pour exploiter le puits de forage. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel : 20 la distribution de la propriété du composant comprend une distribution d'une perméabilité du composant le long de la longueur du puits de forage ; et le composant comprend un fluide de production. 3. Procédé selon la revendication 2, consistant en outre à : 25 déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du fluide de production le long de la longueur du puits de forage, une distribution d'une saturation du fluide de production le long de la longueur du puits de forage. 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'initialisation de la distribution de la 30 propriété consiste à définir la distribution à une valeur prédéfinie constante le long de la longueur du puits de forage. 24 3040189 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'ajustement de la distribution consiste à: augmenter une valeur de la distribution pour une longueur spécifique du puits de forage, si le taux de production simulé est inférieur au taux de production de la longueur spécifique du puits de forage ; diminuer la valeur de la distribution pour la longueur spécifique du puits de forage, si le taux de production simulé est supérieur au taux de production de la longueur spécifique du puits de forage. lo 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la convergence est atteinte si une différence entre deux valeurs de la distribution pour les deux itérations consécutives associées à une même longueur du puits de forage est inférieure à un seuil. 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel : 15 la distribution de la propriété du composant comprend une distribution d'une perméabilité du composant le long de la longueur du puits de forage ; et le seuil est basé sur une perméabilité absolue de la formation réservoir d'hydrocarbure. 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel : 20 le composant comprend un pétrole, la distribution de la propriété comprend une distribution d'une perméabilité du pétrole le long de la longueur du puits de forage, et le procédé consistant en outre à : déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'un gaz le long de la longueur du puits de forage ; et 25 déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'une eau le long de la longueur du puits de forage. 9. Procédé selon la revendication 8, consistant en outre à : déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de 30 saturation du pétrole le long de la longueur du puits de forage ; déterminer, sur la base du profil de saturation du pétrole, un profil de saturation du gaz le long de la longueur du puits de forage ; et 25 3040189 déterminer, sur la base du profil de saturation du pétrole, un profil de saturation de l'eau le long de la longueur du puits de forage. 10. Système pour interpréter des données d'un outil de diagraphie de production (PLT), le 5 système comprenant : au moins un processeur ; et une mémoire couplée au processeur, contenant des instructions enregistrées qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, commandent au processeur d'exécuter des fonctions, et notamment des fonctions consistant à : déterminer, sur la base des données PLT, un taux de production pour un composant produit par un puits de forage associé à une formation réservoir d'hydrocarbure ; initialiser une distribution d'une propriété du composant le long d'une longueur du puits de forage ; calculer, sur la base de la distribution de la propriété, au moyen d'un simulateur pour i5 le puits de forage, un taux de production simulé pour le composant ; ajuster la distribution de la propriété, sur la base du taux de production et du taux de production simulé ; répéter le calcul du taux de production simulé sur la base de la distribution ajustée, et répéter l'ajustement de la distribution, jusqu'à ce qu'une convergence de la distribution soit 20 atteinte durant deux itérations consécutives ; et mettre à jour, sur la base de la distribution ajustée de la propriété du composant le long de la longueur du puits de forage, un modèle de la formation réservoir d'hydrocarbure utilisé pour exploiter le puits de forage. 25 11. Système selon la revendication 10, dans lequel : la distribution de la propriété du composant comprend une distribution d'une perméabilité du composant le long de la longueur du puits de forage ; et le composant comprend un fluide de production. 30 12. Système selon la revendication 11, dans lequel les fonctions exécutées par le processeur comprennent des fonctions consistant à : 26 3040189 déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du fluide de production le long de la longueur du puits de forage, une distribution d'une saturation du fluide de production le long de la longueur du puits de forage. 5 13. Système selon la revendication 10, dans lequel les fonctions exécutées par le processeur pour initialiser la distribution de la propriété comprennent des fonctions pour définir la distribution à une valeur prédéfinie constante le long de la longueur du puits de forage. 10 14. Système selon la revendication 10, dans lequel les fonctions exécutées par le processeur pour ajuster la distribution comprennent des fonctions consistant à : augmenter une valeur de la distribution pour une longueur spécifique du puits de forage, si le taux de production simulé est inférieur au taux de production de la longueur spécifique du puits de forage ; et diminuer la valeur de la distribution pour la longueur spécifique du puits de forage, si le taux de production simulé est supérieur au taux de production de la longueur spécifique du puits de forage. 15. Système selon la revendication 10, dans lequel la convergence est atteinte si une différence entre deux valeurs de la distribution pour les deux itérations consécutives associées à une même longueur du puits de forage est inférieure à un seuil. 16. Système selon la revendication 15, dans lequel : la distribution de la propriété du composant comprend une distribution d'une 25 perméabilité du composant le long de la longueur du puits de forage ; et le seuil est basé sur une perméabilité absolue de la formation réservoir d'hydrocarbure. 17. Système selon la revendication 10, dans lequel le composant comprend un pétrole, 30 la distribution de la propriété comprend une distribution d'une perméabilité du pétrole le long de la longueur du puits de forage, et les fonctions exécutées par le processeur comprennent des fonctions consistant à : 27 3040189 déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'un gaz le long de la longueur du puits de forage ; et déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'une eau le long de la longueur du puits de forage. 5 18. Système selon la revendication 17, dans lequel les fonctions exécutées par le processeur comprennent des fonctions consistant à : déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de saturation du pétrole le long de la longueur du puits de forage ; 10 déterminer, sur la base du profil de saturation du pétrole, un profil de saturation du gaz le long de la longueur du puits de forage ; et déterminer, sur la base du profil de saturation du pétrole, un profil de saturation de l'eau le long de la longueur du puits de forage. 15 19. Support de stockage lisible par ordinateur contenant des instructions enregistrées qui, lorsqu'elles sont exécutées par un ordinateur commandent à l'ordinateur d'exécuter une pluralité de fonctions, et notamment des fonctions consistant à : déterminer, sur la base des données d'un outil de diagraphie de production (PLT), un taux de production pour un composant produit par un puits de forage associé à une formation 20 réservoir d'hydrocarbure ; initialiser une distribution d'une propriété du composant le long d'une longueur du puits de forage ; calculer, sur la base de la distribution de la propriété, au moyen d'un simulateur pour le puits de forage, un taux de production simulé pour le composant ; ajuster la distribution de la propriété, sur la base du taux de production et du taux de production simulé ; répéter le calcul du taux de production simulé sur la base de la distribution ajustée, et répéter l'ajustement de la distribution, jusqu'à ce qu'une convergence de la distribution soit atteinte durant deux itérations consécutives ; et mettre à jour, sur la base de la distribution ajustée de la propriété du composant le long de la longueur du puits de forage, un modèle de la formation réservoir d'hydrocarbure utilisé pour exploiter le puits de forage. 28 3040189 20. Support de stockage lisible par ordinateur selon la revendication 19, dans lequel le composant comprend un pétrole, la distribution de la propriété comprend une distribution d'une perméabilité du pétrole le long de la longueur du puits de forage, et les instructions exécutent en outre des fonctions s consistant à : déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'un gaz le long de la longueur du puits de forage ; et déterminer, sur la base de la distribution de la perméabilité du pétrole, un profil de perméabilité d'une eau le long de la longueur du puits de forage. 10 15 20 25 30