FR 3057963 A1 20180427 FR 1758597 A 20170918 2015-IPM-099545-U1-FR 1 ANALYSE MULTIVARIABLE DE DONNEES SISMIQUES, DE DONNEES MICROSISMIQUES, ET DE PROPRIETES PETROPHYSIQUES DANS LA MODELISATION DE FRACTURE CONTEXTE DE L'INVENTION [0001] La présente demande concerne des procédés et systèmes pour la modélisation des réseaux de fracture de formations souterraines. [0002] Les puits de pétrole et de gaz produisent du pétrole, du gaz, et/ou des produits dérivés à partir de réservoirs de pétrole souterrains. Les réservoirs de pétrole, comme ceux contenant du pétrole et du gaz, comprennent généralement des formations rocheuses aux dimensions finies, discontinues, hétérogènes, anisotropes, non-élastiques (DIANE). Ces formations, dans leur état naturel (avant tout traitement de fracturation), comprennent généralement des défauts et des réseaux de fracture naturels. Tel qu'il est utilisé ici, le terme « réseau de fractures naturel » se réfère à un regroupement de fractures, connectées ou déconnectées, dans une formation souterraine avant tout traitement de fracturation. Les fractures dans le réseau de fractures naturel peuvent avoir différentes tailles, formes, orientations et compositions lithographiques. En outre, des fractures naturelles peuvent être ouvertes, fermées, partiellement ouvertes, ou partiellement remplies. Par exemple, une fracture naturelle dans une formation souterraine peut être partiellement remplie avec une composition lithographique différente, comme une calcite, une dolomite, une silice ou similaire, qui peuvent être identifiées dans les données sismiques. [0003] Pendant un traitement de fracturation hydraulique, des fluides sont pompés sous haute pression dans une formation rocheuse à travers un forage pour provoquer ou former des fractures dans les formations et augmenter la perméabilité et la production de la formation. Des traitements de fracturation (ainsi que de production et d'autres activités) peuvent provoquer le développement de différents modèles de fractures dans la formation. Tel qu'il est utilisé ici, le terme « réseau de fracture complexe » se réfère au regroupement de deux fractures naturelles, connectées ou déconnectées, dans une formation souterraine. Des réseaux de fractures complexes peuvent inclure des fractures qui s'étendent depuis le forage, le long de multiples azimuts, dans de multiples plans et directions différents, le long de discontinuités dans la roche, et dans de multiples régions d'une formation. 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 2 BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0004] Les figures suivantes sont incluses pour illustrer certains aspects des modes de réalisation, et ne doivent pas être considérées comme des 5 modes de réalisation exclusifs. L'objet divulgué admet des modifications considérables, des transformations, des combinaisons, et des équivalents de forme et de fonction, comme le comprendra un spécialiste du domaine qui bénéficie de cette divulgation. [0005] La figure 1 est un organigramme d'un procédé qui utilise 10 un modèle mathématique pour corréler des propriétés pétrophysiques, d'attributs sismiques et des données microsismiques selon au moins certains modes de réalisation de la présente divulgation. [0006] La figure 2 illustre un schéma d'un exemple de système câblé qui peut utiliser les principes de la présente divulgation. 15 [0007] La figure 3 illustre un schéma d'un exemple de système comprenant un puits horizontal qui peut utiliser les principes de la présente divulgation. [0008] La figure 4 est un graphique de corrélation des valeurs d'amplitude microsismiques et des valeurs de probabilité de défauts à l'emplacement 20 de l'événement microsismique, où la relation a été établie comme une régression linéaire de premier ordre avec une ligne de régression dont un coefficient de corrélation mesuré (P, également dénommé ici la « corrélation ») est recouvert. [0009] La figure 5 est une grille de corrélation pour la probabilité de défauts, les propriétés pétrophysiques, et les données microsismiques de la 25 formation souterraine. [0010] La figure 6 est une grille de corrélation pour la probabilité de défauts provenant d'un événement sismique, les attributs structurels sismiques et les propriétés pétrophysiques de la formation souterraine. 30 DESCRIPTION DETAILLEE [0011] La présente demande concerne des procédés et systèmes qui utilisent une analyse multivariable lors de la modélisation des réseaux de fracture de formations souterraines. Plus spécifiquement, l'analyse multivariable implique la corrélation d'attributs sismiques (par exemple la probabilité de défaut, les attributs 35 de courbure, l'impédance sismique, et similaire) pour une formation souterraine avec 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 3 des propriétés pétrophysiques de la formation souterraine et/ou des données microsismiques associées au traitement, à la création, et/ou à l'extension d'un réseau de fractures de la formation souterraine. Ces corrélations peuvent améliorer la différenciation entre les fractures naturelles et induites dans un réseau de fractures 5 complexes en identifiant l'origine des événements microsismiques, ce qui peut améliorer la conception de réalisation et la modélisation du réservoir. [0012] Tel qu'il est utilisé ici, le terme « attribut sismique » se réfère à une propriété chimique ou physique de la formation souterraine tirée des données sismiques. Des exemples d'attributs sismiques peuvent inclure, sans y être 10 limités, la probabilité de défaut, les attributs de courbure, l'impédance sismique, et similaire. Tel qu'il est utilisé, le terme « probabilité de défauts » se réfère à une probabilité qu'un défaut existe à un emplacement donné. Dans certains cas, la probabilité de défaut peut être rapportée comme un volume de probabilité calculé en utilisant l'algorithme de semblant axé sur le défaut décrit par Hale (GEOPHYSICS, 15 VOL. 78, N° 2 (MARS-AVRIL 2013), P. 033-043, Methods to compute fault images, extract fault surfaces, and estimate fault throws from 3D seismic images). Dans cet exemple, l'échelle de probabilité varie de 0 (aucun défaut) à 1 (probabilité élevée de localiser un défaut dans le volume). D'autres échelles peuvent être utilisées. [0013] Tel qu'il est utilisé ici, le terme « propriété pétrophysique » 20 se réfère à une propriété chimique ou physique d'une lithologie de roche d'une formation souterraine comprenant toute interaction chimique ou physique entre la roche et un fluide contenu à l'intérieur. Des exemples de propriétés pétrophysiques peuvent comprendre, sans y être limités, les impédances soniques et de cisaillement, la minéralogie, la porosité, la perméabilité, la perméabilité relative, la capillarité, la 25 saturation, la fragilité, la densité de matrice, la composition, les contraintes de formation, et similaire, et toute combinaison correspondante. Dans certains cas, la corrélation entre des attributs sismiques et une propriété pétrophysique peut être directe lorsqu'une valeur distincte pour la propriété pétrophysique est utilisée dans la corrélation. En alternative ou en combinaison avec une corrélation directe, la 30 corrélation entre les attributs sismiques et une propriété pétrophysique peut être indirecte lorsque les données mesurées de la formation souterraine qui concernent la propriété pétrophysique sont utilisées dans la corrélation. Par exemple, des mesures de rayons gamma, des mesures de résonance magnétique nucléaire, et des mesures soniques d'une formation souterraine concernent la porosité. Dans une 35 corrélation directe, une ou plusieurs des mesures précédentes peuvent être utilisées pour calculer la porosité, qui est ensuite mise en corrélation avec un attribut 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 4 sismique. Dans une corrélation indirecte, une ou plusieurs des mesures ci-dessus peuvent être mises en corrélation avec la probabilité de défaut. Sauf spécification différente, les termes « corrélation » et leurs dérivés, relativement à une corrélation entre des attributs sismiques et une propriété pétrophysiques comprennent des 5 corrélations directes, des corrélations indirectes et une combinaison de corrélations directes et indirectes. En outre, sauf spécification différente, les termes « corrélation entre des attributs sismiques et une propriété pétrophysique » et leurs dérivés comprennent une corrélation entre des attributs sismiques et la propriété pétrophysique, une corrélation entre cet attribut sismique et les données mesurées 10 de la formation souterraine qui concernent la propriété pétrophysique, et toute combinaison correspondante. [0014] Tel qu'il est utilisé ici, « les données mesurées qui concernent la propriété pétrophysique » se réfèrent à des données directement mesurées par un capteur et/ou des données dérivées ou autrement calculées à partir 15 de données mesurées par un capteur, dans lequel, qu'elles soient mesurées directement ou dérivées/calculées, les données concernent une propriété pétrophysique de la formation. Les données mesurées qui concernent la propriété pétrophysique peuvent provenir, par exemple, de mesures de résonance magnétique nucléaire, de mesures par rayons gamma, de mesures photoélectriques, de mesures 20 de neutrons, de mesures géochimiques, de mesures de résistivité, de mesure acoustiques, de mesures d'imagerie de forage, de journaux de boue, de mesures par carotte, de mesures géomécaniques, et similaires, et toute combinaison correspondante, qui peuvent être collectées avec des outils de surface, des outils de mesure pendant le forage (MWD), des outils d'enregistrement pendant le forage 25 (LWD), des outils filaires ou des combinaisons correspondantes. Plus spécifiquement, des exemples de données mesurées peuvent comprendre, sans y être limités, une impédance sonore à onde p (qui concerne des contraintes in situ de la formation), une impédance de cisaillement à onde s (qui concerne des contraintes in situ de la formation), la lenteur de la formation (tirée de mesures soniques, relatives à la 30 porosité), des rayons gamma (qui concernent la minéralogie), une courbure sonique positive ou négative (qui concerne des changements structurels relatifs à la fracturation potentielle), un facteur photoélectrique (qui concerne les propriétés et la densité de la matrice rocheuse), le module de Young et le rapport de Poisson (qui concernent les propriétés élastiques de la formation et obtenus en utilisant la vitesse 35 sonique, la vitesse de cisaillement et la densité ; ils concernent également la contrainte de formation) et similaire, et toute combinaison correspondante. 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 5 [0015] Des traitements de fracturation hydraulique (également appelés « traitements de fracturation ») sont généralement réalisés pour créer des fractures dans la formation souterraine, et pour améliorer ainsi la productivité d'hydrocarbures de la formation souterraine. Les pressions générées par le 5 traitement de fracturation peuvent induire des événements sismiques de faible amplitude ou de faible énergie dans la formation souterraine, également connus sous le nom d'événements microsismiques. D'autres traitements à un réseau de fractures peuvent provoquer des événements microsismiques qui peuvent être contrôlés pour acquérir des données microsismiques pour analyse. Par exemple, des opérations de 10 stimulation comme des injections et des traitements de drainage par gravité assistés à la vapeur appliqués à un réseau de fractures peuvent provoquer des événements microsismiques. [0016] Tel qu'il est utilisé ici, le terme « événement microsismique » se réfère à un micro-tremblement de terre qui survient suite à un 15 changement de la distribution de contraintes dans une formation souterraine, par exemple, en réponse à des traitements de fracturation hydrauliques ou d'autres traitements au réseau de fractures. Des événements microsismiques peuvent provenir, par exemple, de glissements de roches, de mouvements de roches, de fractures rocheuses ou d'autres événements dans la formation souterraine. 20 [0017] Les ondes sismiques produites par des événements microsismiques sont détectées par des capteurs, et ensuite, les formes d'ondes microsismiques détectées par les capteurs peuvent être traitées et analysées pour déterminer la taille et l'emplacement dans le temps et l'espace des événements microsismiques et des différents attributs associés aux données microsismiques. Des 25 capteurs peuvent être placés dans une pluralité d'endroits relativement au forage dans lequel le traitement est effectué, par exemple, dans un puits (par exemple, un puits d'observation, un puits d'injection, un puits de traitement ou un puits de production) qui est suffisamment proche du réseau de fractures pour mesurer les données microsismiques, à la surface de la terre, enterrées à une faible profondeur 30 (moins d'environ 500 m) et similaire et toute combinaison correspondante. Généralement, les capteurs mesurent les données microsismiques à partir d'un ou plusieurs des endroits ci-dessus avant, pendant et après le traitement. [0018] Des exemples de capteurs utilisés pour détecter des événements microsismiques peuvent inclure, sans y être limités, des géophones, des 35 accéléromètres, des capteurs acoustiques distribués à fibres optiques (DAS), et similaire, et toute combinaison correspondante. Généralement, plusieurs capteurs 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 6 (par exemple, deux ou plus d'un même type de capteur ou une combinaison de deux types de capteurs ou plus) peuvent être utilisés dans une rangée de capteurs. [0019] Des exemples de données microsismiques peuvent comprendre, sans y être limités, l'amplitude des événements microsismiques, le 5 temps relatif des événements microsismiques, l'emplacement dans l'espace et le temps des événements microsismiques, le mécanisme source des événements microsismiques, les rapports d'amplitude d'onde p à onde s, les rapports signal-bruit, le moment sismique, la quantité de cisaillement associée aux événements microsismiques, les tenseurs de moments microsismiques, la valeur de confiance des 10 événements microsismiques, la densité des événements microsismiques, la géométrie des fractures induites estimées des événements microsismiques, et similaire et toute combinaison correspondante. [0020] Les données microsismiques peuvent être collectées en association avec le traitement, la création et/ou l'extension d'un réseau de fractures. 15 Les données microsismiques peuvent être saisies avant le début du traitement, pendant le traitement, après la fin du traitement ou toute combinaison correspondante. [0021] Les systèmes et procédés de la présente demande mettent en corrélation des attributs sismiques pour une formation souterraine avec une ou 20 plusieurs propriétés pétrophysiques de la formation souterraine et/ou des données microsismiques associées au traitement d'un réseau de fractures complexes dans une formation souterraine afin d'identifier des fractures naturelles et induites dans le réseau de fractures complexes. [0022] La figure 1 est un organigramme d'un procédé qui utilise 25 un modèle mathématique 100 pour déterminer une corrélation 122 entre des attributs sismiques 104 et des propriétés pétrophysiques 106,110 de la formation souterraine et/ou des cartes des données microsismiques 118, associées au traitement d'un réseau de fractures complexes selon au moins certains des modes de réalisation de la présente divulgation. 30 [0023] Plus spécifiquement, comme illustré, des données mesurées telles que des journaux du puits 108 et des données géochimiques et de base 112 peuvent être traitées de manière déterministe (par exemple, en utilisant un processus de Kriging) ou de manière stochastique (par exemple, en utilisant des simulations conditionnelles) pour produire des cartes des propriétés pétrophysiques 35 106,110, respectivement. 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 7 [0024] Tel qu'il est utilisé ici, le terme « carte » se réfère à une caractéristique et/ou une propriété donnée(s) représentée sous la forme d'une matrice de grille en 3 dimensions de la formation souterraine (également connue sous le nom de grille géocellulaire), une palette en 2 dimensions représentant les 5 propriétés de la formation sur un plan en 2 dimensions, une palette en 1 dimension représentant la formation souterraine et similaire. Dans une palette en 1 dimension, les points de données de la formation (par exemple, les points de données dans la grille géocellulaire) sont convertis en une matrice mathématique ayant des valeurs d'identification de matrice correspondant à chacun des points de données dans la 10 grille géocellulaire. [0025] Des cartes de propriété pétrophysique 106,110 peuvent être d'une propriété pétrophysique spécifique pour des corrélations directes avec la carte des attributs sismiques 104 ou de mesures/données relatives à la propriété pétrophysique pour des corrélations indirectes telles que décrites ci-dessus. 15 [0026] En outre, des données microsismiques 120 peuvent être traitées de manière déterministe ou stochastique pour produire des cartes de données microsismiques 118. [0027] Dans certains cas, des analyses mathématiques et des manipulations supplémentaires peuvent être réalisées, avant ou pendant la 20 modélisation, qui peuvent inclure, mais sans y être limités, la normalisation de données récoltées (par exemple, les données de journaux du puits 108, les données géochimiques et de base 112, les données sismiques 102, et les données microsismiques 120), l'étalonnage du mode mathématique 100 à toute donnée détectée à distance (par exemple, les données de journaux du puits 108, les données 25 géochimiques et de base 112, les données sismiques 102, et les données microsismiques 120), et similaire, et toute combinaison correspondante. [0028] Les données mesurées (par exemple les données de journaux du puits 108 et les données géochimiques et de base 112) peuvent provenir d'une ou plusieurs mesures de la formation souterraine, par exemple, de mesures de 30 résonance magnétique nucléaire, de mesures par rayons gamma, de mesures photoélectriques, de mesures de neutrons, de mesures géochimiques, de mesures de résistivité, de mesure acoustiques, de mesures d'imagerie de forage, de journaux de boue, de mesures géomécaniques, et similaires, et toute combinaison correspondante, qui peuvent être collectées avec des outils MWD, des outils LWD, 35 des outils filaires ou des combinaisons correspondantes. Dans certains cas, les 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 8 données mesurées 108,112,116 peuvent être collectées en association avec le traitement d'un réseau de fractures complexes. [0029] Les cartes des propriétés pétrophysiques 106,110 et les cartes de données microsismiques 118 peuvent être un modèle d'une ou plusieurs 5 propriétés ou caractérisations de la formation souterraine qui concernent les fractures à l'intérieur de celle-ci, comprenant celles décrite ici relativement à la carte des attributs sismiques 104. [0030] En outre, les données de conditionnement et de traitement 116 (par exemple, taux des pompes, débits, pressions de forage, et similaire) 10 peuvent être collectées. [0031] Le modèle mathématique 100 peut ensuite appliquer une analyse multivariable de la carte des attributs sismiques 104, des cartes des propriétés pétrophysiques 106,110, des données de conditionnement et de traitement 116, et des cartes des données microsismiques 118 pour quantifier la 15 corrélation 122 entre la carte des attributs sismiques 104 et chacune des cartes de propriétés pétrophysiques 106,110, des données de conditionnement et de traitement 116 et des cartes de données microsismiques 118. L'analyse multivariable peut impliquer une régression linéaire ou non-linéaire simple pour déterminer le coefficient de corrélation, le coefficient de détermination, ou tout autre procédé 20 statistique de validité de l'ajustement. [0032] Dans certains cas, l'échelle de corrélation (P) peut varier de 0 (aucune corrélation) à 1 (corrélation élevée). D'autres échelles peuvent être utilisées. Dans certains cas où la corrélation 122 est faible (par exemple, P 0,7 ou P2>0,5), les cartes de propriétés pétrophysiques 106,110, les 30 données de conditionnement et de traitement 116, et les cartes de données microsismiques 118 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte d'attributs sismiques 104 peuvent être utilisées comme base pour une analyse ultérieure et/ou une modélisation de la formation souterraine (par exemple, modélisation par variogramme 126 et modélisation de réservoir 128). 35 [0034] Par exemple, avec la modélisation par variogramme 126, les cartes de propriété pétrophysiques 106,110, les données de conditionnement et 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 9 de traitement 116, et les cartes de données microsismiques 118 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte des attributs sismiques 104 peuvent être utilisées comme base pour identifier les fractures naturelles et induites dans le réseau de fractures complexes. Par le biais d'un exemple non-limitatif, en superposant les 5 cartes de données microsismiques 118 sur la carte des attributs sismiques 104, il est possible d'identifier des événements microsismiques survenant le long de défauts probables comme la réactivation de fractures naturelles et d'identifier d'autres événements microsismiques comme étant le long de fractures induites. En outre, la comparaison avec les propriétés pétrophysiques comme la fragilité peut être 10 ultérieurement utilisée pour identifier les fractures induites le long de parties fragiles de la formation. [0035] Dans un autre exemple, avec la modélisation par variogramme 128, les cartes de propriété pétrophysiques 106,110, les données de conditionnement et de traitement 116, et les cartes de données microsismiques 118 15 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte des attributs sismiques 104 peuvent être utilisées comme base pour identifier les fractures naturelles et induites dans le réseau de fractures complexes. Par exemple, l'emplacement de forage d'un nouveau puits peut être choisi de façon à couper une partie hautement connectée du réseau de fractures complexes. 20 [0036] De même, les procédés décrits ici peuvent être utilisés pour évaluer l'efficacité du traitement. Ensuite, les données de conditionnement et de traitement 116 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte d'attributs sismiques 104 peuvent être utilisées pour la conception de conditionnements et de traitements futurs de puits adjacents. 25 [0037] En outre, les cartes de propriété pétrophysiques 106,110, les données de conditionnement et de traitement 116 et les cartes de données microsismiques 118 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte d'attributs sismiques 104 peuvent être utilisées pour (1) améliorer la modélisation ou la prévision de production du réservoir, (2) améliorer la modélisation de la fracture (par exemple, 30 pour modéliser le degré et la position du groupement de fractures), et (3) informer les décisions de forage pendant le remplissage dans une partie de la formation souterraine d'intérêt. [0038] Les analyses et procédés décrits ici peuvent être mis en application par un ensemble d'instructions qui permettent à un processeur d'exécuter 35 le modèle mathématique 100. Dans certains cas, le processeur et l'ensemble d'instructions peuvent également être utilisés pour des analyses successives des 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 10 cartes de propriétés pétrophysiques 106,110, des données de conditionnement et de traitement 116, et des cartes de données microsismiques 118 ayant la bonne corrélation 122 avec la carte d'attributs sismiques 104. [0039] Le processeur peut être une partie du matériel 5 informatique utilisé pour mettre en application les différents blocs illustratifs, éléments, composants, procédés et algorithmes décrits ici. Le processeur peut être configuré pour exécuter une ou plusieurs séquences d'instructions, de demandes de programmation ou codes stockés sur un support lisible sur ordinateur, non-transitoire. Le processeur peut être, par exemple, un microprocesseur universel, un 10 microcontrôleur, un processeur de signaux numériques, un circuit intégré à application spécifique, un circuit intégré prédiffusé programmable, un dispositif logique programmable, un contrôleur, une machine d'état, une logique à porte, des composants discrets de matériel, un réseau neuronal artificiel, ou n'importe quelle entité appropriée de même type pouvant exécuter des calculs ou d'autres 15 manipulations de données. Dans certains modes de réalisation, le matériel informatique peut comprendre en outre des éléments tels que, par exemple, une mémoire (par exemple, une mémoire vive (RAM), une mémoire flash, une mémoire morte (ROM), une mémoire morte programmable (PROM), une mémoire morte reprogrammable (EPROM), des registres, des disques durs, des disques amovibles, 20 des CD-ROM, des DVD, ou n'importe quel autre dispositif ou support de stockage approprié de même type. [0040] Les séquences exécutables décrites dans le présent document peuvent être implémentées avec une ou plusieurs séquences de code contenues dans une mémoire. Dans certains modes de réalisation, un tel code peut 25 être lu dans la mémoire à partir d'un autre support lisible par une machine. L'exécution des séquences d'instructions contenues dans la mémoire peut amener un processeur à effectuer les étapes de procédé décrites dans le présent document. Un ou plusieurs processeurs dans un agencement à multi-traitement peuvent également être utilisés pour exécuter les séquences d'instructions se trouvant dans la mémoire. 30 De plus, un circuit câblé peut être utilisé à la place ou en combinaison avec des instructions de logiciel pour implémenter divers modes de réalisation décrits dans le présent document. Par conséquent, les présents modes de réalisation ne sont pas limités à une quelconque combinaison spécifique de matériel et/ou de logiciel. [0041] Tel qu'utilisé dans le présent document, un support lisible 35 par une machine fait référence à n'importe quel support qui fournit directement ou indirectement des instructions au processeur à des fins d'exécution. Un support lisible 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 11 par une machine peut prendre de nombreuses formes telles que, par exemple un support non volatil, un support volatil et un support de transmission. Un support non volatil peut comprendre, par exemple, les disques optiques et magnétiques. Un support volatil peut comprendre, par exemple, une mémoire dynamique. Un support 5 de transmission peut comprendre, par exemple, des câbles coaxiaux, un fil métallique, une fibre optique, et des fils métalliques qui forment un bus. Des formes classiques de supports lisibles par une machine peuvent comprendre, par exemple, les disquettes, les disques flexibles, les disques durs, les bandes magnétiques, d'autres types de supports magnétiques, les CD-ROM, les DVD, d'autres supports 10 optiques de même type, les cartes à perforer, les bandes de papiers et les supports physiques de même type à orifices à motif, une RAM, une ROM, une PROM, une EPROM, et une EPROM flash. [0042] La figure 2 illustre un schéma d'un exemple de système 200 qui peut utiliser les principes de la présente divulgation, selon un ou plusieurs 15 modes de réalisation. ^À différents moments avant, pendant ou après un ou plusieurs traitements du réseau de fractures complexes, des données sismiques 102, des données mesurées 108,112, et des données microsismiques 120 de la figure 1 peuvent être collectées pour une formation souterraine 210. Dans certains cas, les outils de forage s'étendant dans un forage 204 (par exemple, une colonne de travail 20 pour perforer la formation 210) peuvent être enlevés d'un forage 204 pour effectuer des opérations de mesure/enregistrement. Comme illustré, le système filaire 200 peut inclure un ou plusieurs outils filaires 202 qui peuvent être suspendus dans le forage 204 par un câble 212. Les outils filaires 202 peuvent être raccordés en communication avec le câble 212. Le câble 212 peut inclure des conducteurs pour 25 transporter l'électricité aux outils filaires 202 et également faciliter la communication entre la surface et les outils filaires 202. Une installation d'enregistrement 206, indiquée sur la figure 2 sous la forme d'un camion, peut collecter des mesures provenant des outils filaires 202 et peut inclure des systèmes de calcul 208 pour contrôler, traiter, stocker et/ou visualiser les mesures récoltées par les outils filaires 30 202. Les systèmes de calcul 208 peuvent être raccordés en communication avec les outils filaires 202 par le biais du câble 212. Dans certains cas, le modèle mathématique 100 de la figure 1 peut être mis en application en utilisant les systèmes de calcul 208. En variante, les mesures récoltées par les outils filaires 202 peuvent être transmises (de manière filaire ou sans fil) ou physiquement remises aux 35 systèmes de calcul hors site lorsque le modèle mathématique 100 de la figure 1 peut être mis en application. 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 12 [0043] La figure 3 illustre un schéma d'un exemple de système 300 qui peut utiliser les principes de la présente divulgation, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Dans le système illustré 300, un forage 302 avec une section verticale 304 et une section horizontale 306 est aligné avec le coffrage 308 cimenté 5 à l'intérieur pour soutenir le forage 302. En variante, une partie du forage 302 peut ne pas avoir de coffrage, ce que l'on appelle un « sondage ouvert ». Par exemple, le coffrage 308 peut s'étendre depuis un emplacement en surface, comme la surface de la terre, ou depuis un point intermédiaire entre l'emplacement en surface et la formation 310. Dans le système illustré 300, un câble en fibre optique 312 s'étend le 10 long du coffrage 308. [0044] Un ou plusieurs outils de forage 320, par exemple, un ensemble de conditionnement ou un pistolet perforateur, peuvent être utilisés pour préparer la section horizontale 306 pour l'extraction successive d'hydrocarbures de la formation environnante 310. Par exemple, un ensemble de conditionnement peut 15 inclure une pluralité de conditionneurs qui isolent les différents intervalles de production dans la section horizontale 306. Dans certains cas, un fluide (par exemple, un fluide de stimulation, un fluide de traitement, un fluide acidifiant, un fluide de conformité ou une combinaison quelconque de ceux-ci) peut être injecté dans le forage 302 ou la formation environnante 310 via les outils de forage 320. 20 [0045] Le système 300 comprend également un puits d'observation 322 ayant une pluralité de géophones 324 placés à l'intérieur pour mesurer les données sismiques et/ou microsismiques. En outre, le système 300 comprend une pluralité de géophones de surface 326 pour mesurer des données sismiques et/ou microsismiques. 25 [0046] Les modes de réalisation de la présente demande comprennent, mais sans s'y limiter, le mode de réalisation A, le mode de réalisation B et le mode de réalisation C. [0047] Le mode de réalisation A est un procédé comprenant : la modélisation d'un élément choisi dans le groupe constitué de propriétés 30 pétrophysiques d'une formation souterraine, des données microsismiques associées au traitement d'un réseau de fractures complexes dans la formation souterraine, et une combinaison correspondante avec le modèle mathématique basé sur un élément sélectionné dans le groupe constitué de données mesurées, de données microsismiques, de données de conditionnement et de traitement et d'une 35 combinaison correspondante, pour produire un élément choisi dans le groupe constitué par une carte des propriétés pétrophysiques, une carte des données 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 13 microsismiques, et une combinaison correspondante ; et la corrélation d'une carte des attributs sismiques avec un élément choisi dans le groupe constitué de la carte des propriétés pétrophysiques, la carte des données microsismiques et la combinaison correspondante en utilisant le modèle mathématique pour produire au 5 moins une corrélation quantifiée, dans lequel la carte des attributs sismiques est une carte des attributs sismiques modélisée pour le réseau de fractures complexes. [0048] Le mode de réalisation B est un système comprenant : un outil de forage placé le long d'un forage s'étendant dans une formation souterraine ; un support lisible sur ordinateur non-transitoire couplé à l'outil de forage pour 10 recevoir des données mesurées de la formation souterraine depuis l'outil de forage et codé avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à exécuter le procédé du Mode de réalisation A. [0049] Le mode de réalisation C est un support lisible par ordinateur et non transitoire, codé avec des instructions qui, quand elles sont 15 exécutées, amènent un système à mettre en oeuvre le procédé du Mode de réalisation A. [0050] Les modes de réalisation A, B et C peuvent comprendre facultativement un ou plusieurs des éléments suivants : Élément 1 : le procédé comprenant en outre : la modélisation des attributs sismiques pour le réseau de 20 fractures complexes dans la formation souterraine avec le modèle mathématique basé sur des données sismiques de la formation souterraine pour produire la carte des attributs sismiques ; Élément 2 : le procédé comprenant en outre : la détermination d'un emplacement pour percer un forage dans la formation souterraine de façon à couper le réseau de fractures complexes sur la base de ladite au moins 25 une corrélation quantifiée ; Élément 3 : le procédé comprenant en outre : l'identification de fractures naturelles et de fractures induites dans le réseau de fractures complexes ; Élément 4 : dans lequel les données mesurées de la formation souterraine sont sélectionnées dans le groupe constitué de : données sismiques, données gravimétriques, données magnétiques, données magnétotelluriques, et 30 toute combinaison correspondante ; Élément 5 : le procédé comprenant en outre : la mise à jour d'un modèle de production du réservoir sur la base de ladite au moins une corrélation quantifiée ; Élément 6 : le procédé comprenant en outre : la mise à jour d'un modèle de fracture sur la base de ladite au moins une corrélation quantifiée ; Élément 7 : le procédé comprenant en outre : la réalisation d'une 35 opération de traitement d'un forage avec au moins un paramètre basé sur ladite au moins une corrélation quantifiée ; et Élément 8 : le forage ou l'extension d'un forage 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 14 de sorte que le forage coupe le réseau de fractures complexes sur la base d'au moins une corrélation quantifiée. [0051] Des exemples de combinaisons peuvent inclure, sans y être limitées, l'Élément 1 combiné avec un ou plusieurs des Éléments 2-8 ; l'Élément 7 5 et/ou 8 en combinaison avec un ou plusieurs des Éléments 1-6 ; l'Élément 3 en combinaison avec l'Élément 2 ; l'Élément 3 en combinaison avec un ou plusieurs des Éléments 4-8 et éventuellement en combinaison ultérieure avec l'Élément 2 ; et similaire. [0052] Sauf indication contraire, il doit être compris que tous les 10 nombres exprimant des quantités d'ingrédients, des propriétés telles que le poids moléculaire, des conditions réactionnelles, et ainsi de suite utilisés dans le présent mémoire et les revendications associées sont modifiés dans tous les cas par le terme « environ ». Par conséquent, sauf indication contraire, les paramètres numériques indiqués dans le mémoire suivant et les revendications annexées sont des 15 approximations qui peuvent varier en fonction des propriétés souhaitées que l'on cherche à obtenir par les modes de réalisation de la présente invention. À tout le moins, et non comme une tentative de limiter l'application de la doctrine des équivalents à la portée de la revendication, chaque paramètre numérique doit au moins être interprété en fonction du nombre de chiffres significatifs indiqués et en 20 appliquant des techniques ordinaires d'arrondi. [0053] Un ou plusieurs modes de réalisation illustratifs incorporant les modes de réalisation de l'invention divulgués dans le présent document sont présentés dans le présent document. Toutes les fonctionnalités d'une implémentation physique ne sont pas décrites ou présentés dans la présente demande pour des 25 raisons de clarté. Il est entendu que lors du développement d'un mode de réalisation physique incorporant les modes de réalisation de la présente invention, de nombreuses décisions spécifiques d'une implémentation peuvent être prises pour atteindre l'objectif du développeur, telles que le respect des contraintes associées à un système, associées à une entreprise, associées à un gouvernement, entre autres, 30 qui varient selon l'implémentation et de temps en temps. Bien que les efforts d'un développeur puissent prendre du temps, de tels efforts seraient néanmoins une entreprise de routine pour les spécialistes du domaine et bénéficiant de la présente divulgation. [0054] Bien que des compositions et des procédés soient décrits 35 dans le présent document en termes de « comprenant » divers composants ou 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 15 étapes, les compositions et les procédés peuvent également « consister essentiellement en » ou « consister en » les divers composants et étapes. [0055] Afin de mieux comprendre les modes de réalisation de la présente invention, les exemples suivants de modes de réalisation préférés ou 5 représentatifs sont donnés. Il ne doit être interprété en aucune manière que les exemples suivants limitent ou définissent la portée de l'invention. EXEMPLES [0056] Les données mesurées qui ont été utilisées comprenaient 10 des données d'enregistrement du puits, des données sismiques (courbure sonique négative et courbure sonique positive) et des données microsismiques (amplitude des événements microsismiques) pour une formation souterraine. En utilisant les données sismiques, un volume de probabilité de défaut a été créé. Un modèle mathématique a produit une grille en 3D de probabilité de défaut de la formation. 15 Nous décrivons ci-après plus en détail certaines des analyses de données et corrélations effectuées par le modèle mathématique. [0057] Le modèle mathématique a produit une grille en 3D de chacun des types de données mesurées et ensuite a quantifié la corrélation de chaque propriété sur la grille en 3D avec la carte de probabilité de défaut par le biais d'un 20 graphique de corrélation. La figure 4 est un graphique de corrélation de la carte de l'amplitude microsismique et des valeurs de probabilité de défaut sur la grille en 3D où la corrélation de premier ordre est superposée, ce qui quantifie la corrélation comme étant de 0,27. La figure 5 fournit les corrélations entre les différentes cartes : probabilité de défaut : amplitude microsismique 0,270, probabilité de défaut : 25 courbure négative 0,371, probabilité de défaut : courbure positive : 0,450. Par conséquent, les données microsismiques et/ou les cartes associées peuvent être revues pour identifier et effacer les faux points de données. [0058] Dans un autre exemple, des données ont été mesurées pour une formation souterraine, y compris des données de journal du puits et des 30 données mesurées (impédance sonore à onde p, impédance de cisaillement à onde s, journal sonique (lenteur d'une onde sonore dans une formation), journal de rayons gamma, courbures négatives, courbures positives et facteur photoélectrique). De même, la grille en 3D de la probabilité de défaut a été produite à partir des données sismiques et mise en corrélation avec des grilles en 3D correspondant à chacune des 35 données mesurées. En outre, la fragilité et la fragilité simulée (propriétés pétrophysiques) ont été modélisées et cartographiées sur la grille en 3D. La figure 6 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 16 montre les corrélations entre les différentes grilles : probabilité de défaut : impédance sonore à onde p 0,911, probabilité de défaut : impédance de cisaillement à onde s : -0,565, probabilité de défaut : fragilité 0,326, probabilité de défaut : fragilité simulée 0,474, probabilité de défaut : journal sonique -0,376, probabilité de 5 défaut : journal de rayons gamma -0,455, probabilité de défaut : courbures négatives 0,282, probabilité de défaut : courbures positives 0,679, et probabilité de défaut : facteur photoélectrique 0,465. Dans cet exemple, la probabilité de défaut présente la meilleure corrélation avec l'impédance sonore à onde p, l'impédance de cisaillement à onde s, et les courbures soniques positives et il existe également une 10 corrélation considérable entre la probabilité de défaut et la fragilité de la formation. [0059] Par conséquent, la présente invention est bien adaptée pour atteindre les fins et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents ici. Les modes de réalisation particuliers divulgués ci-dessus sont uniquement illustratifs, étant donné que la présente invention peut être modifiée et pratiquée de 15 manières différentes mais équivalentes évidentes pour un spécialiste du domaine et qui bénéficie des présents enseignements. De plus, aucune limitation n'est prévue aux détails de construction ou de conception décrits ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci-dessous. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers divulgués plus haut peuvent être altérés, combinés, 20 ou modifiés et toutes variations sont considérées dans le cadre et dans l'esprit de la présente invention. L'invention divulguée de manière illustrative dans le présent document peut être mise en pratique de manière appropriée en l'absence de tout élément qui n'est pas spécifiquement divulgué dans le présent document et/ou de tout élément facultatif divulgué dans le présent document. Bien que des compositions 25 et des procédés soient décrits en termes de « comprenant », « contenant », ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent également « consister essentiellement en » ou « consister en » divers composants et étapes. Tous nombres et plages divulgués plus haut peuvent varier d'une certaine quantité. Chaque fois qu'une plage numérique avec une limite inférieure et une limite 30 supérieure est divulguée, tout nombre et toute plage incluse entrant dans la plage sont spécifiquement divulgués. En particulier, chaque plage de valeurs (de la forme, « d'environ a à environ b » ou, de façon équivalente, « d'approximativement a à b » ou, de façon équivalente, « d'approximativement a-b ») divulguée dans le présent document est à considérer comme indiquant tous nombres et plages englobés à 35 l'intérieur de la plus large plage de valeurs. En outre, les termes dans les revendications ont leur signification claire et ordinaire, sauf en cas de mention 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 17 contraire explicite et claire définie par le titulaire du brevet. En outre, les articles indéfinis « un » ou « une », tels qu'utilisés dans les revendications, signifient ici un ou plus d'un de l'élément qui est introduit. REVENDICATIONS1. Procédé comprenant : la modélisation d'un élément choisi dans le groupe consistant en des propriétés pétrophysiques d'une formation souterraine, des données microsismiques associées au traitement d'un réseau de fractures complexe dans la formation souterraine, et l'une de leurs combinaisons avec un modèle mathématique en se basant sur un élément choisi dans le groupe consistant en des données mesurées, des données microsismiques, des données de complétion et de traitement, et l'une de leurs combinaisons pour produire un élément choisi dans le groupe consistant en une carte de propriétés pétrophysiques, une carte de données microsismiques et l'une de leurs combinaisons ; et la corrélation d'une carte d'attributs sismiques avec un élément choisi dans le groupe consistant en la carte de propriétés pétrophysiques, la carte de données microsismiques, et l'une de leurs combinaisons à l'aide du modèle mathématique pour produire au moins une corrélation quantifiée, dans lequel la carte d'attributs sismiques est un attribué sismique modélisé pour le réseau de fractures complexe. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la modélisation de l'attribut sismique pour le réseau de fractures 20 complexe au sein de la formation souterraine avec le modèle mathématique en se basant sur des données sismiques de la formation souterraine pour produire la carte d'attributs sismiques. 3. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 25 la détermination d'un emplacement pour forer un puits de forage dans la formation souterraine de manière à intercepter le réseau de fractures complexe en se basant sur l'au moins une corrélation quantifiée. 4. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 30 l'identification de fractures naturelles et de fractures induites au sein du réseau de fractures complexe. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données mesurées de la formation souterraine sont choisies dans le groupe consistant en : 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 19 des données sismiques, des données gravimétriques, des données magnétiques, des données magnétotelluriques, et l'une de leurs combinaisons. 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 5 la mise à jour d'au moins un élément parmi un modèle de production de réservoir et un modèle de fracture en se basant sur l'au moins une corrélation quantifiée. 7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 10 la réalisation d'une opération de traitement de puits de forage avec au moins un paramètre en se basant sur l'au moins une corrélation quantifiée. 8. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : le forage ou l'extension d'un puits de forage pour que le puits de 15 forage intercepte le réseau de fractures complexe en se basant sur l'au moins une corrélation quantifiée. 9. Système comprenant : un outil de puits de forage placé le long d'un puits de forage et s'étendant dans une formation souterraine ; un support lisible par ordinateur non transitoire couplé à l'outil de puits de forage pour recevoir des données mesurées de la formation souterraine en provenance de l'outil de puits de forage et encodées avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations comprenant : la modélisation d'un élément choisi dans le groupe consistant en des propriétés pétrophysiques d'une formation souterraine, des données microsismiques associées au traitement d'un réseau de fractures complexe dans la formation souterraine, et l'une de leurs combinaisons avec des données mesurées, des données microsismiques, des données de complétion et de traitement, respectivement pour produire un élément choisi dans le groupe consistant en une carte de propriétés pétrophysiques, une carte de données microsismiques et l'une de leurs combinaisons, respectivement ; et la corrélation d'une carte d'attributs sismiques avec un élément choisi dans le groupe consistant en la carte de propriétés pétrophysiques, la carte de données microsismiques, et l'une de leurs combinaisons à l'aide du modèle 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 20 mathématique pour produire au moins une corrélation quantifiée, dans lequel la carte d'attributs sismiques est un attribué sismique modélisé pour le réseau de fractures complexe. 5 10. Système selon la revendication 9, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations qui comprennent en outre : la modélisation de l'attribut sismique pour le réseau de fractures complexe au sein de la formation souterraine avec le modèle mathématique en se 10 basant sur des données sismiques de la formation souterraine pour produire la carte d'attributs sismiques. 11. Système selon la revendication 9, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations qui 15 comprennent en outre : la détermination d'un emplacement pour forer un puits de forage dans la formation souterraine de manière à intercepter le réseau de fractures complexe en se basant sur l'au moins une corrélation quantifiée. 20 12. Système selon la revendication 9, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations qui comprennent en outre : l'identification de fractures naturelles et de fractures induites au sein du réseau de fractures complexe. 25 13. Système selon la revendication 9, dans lequel les données mesurées de la formation souterraine sont choisies dans le groupe consistant en : des données sismiques, des données gravimétriques, des données magnétiques, des données magnétotelluriques, et l'une de leurs combinaisons. 30 14. Système selon la revendication 9, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations qui comprennent en outre : la mise à jour d'un modèle de production de réservoir en se basant 35 sur l'au moins une corrélation quantifiée. 3057963 2015-IPM-099545-U1-FR 21 15. Système selon la revendication 9, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, amènent le système à réaliser des opérations qui comprennent en outre : la mise à jour d'un modèle de fracture en se basant sur l'au moins 5 une corrélation quantifiée.