FR 3060639 A1 20180622 FR 1760767 A 20171115 2016-IPM-100229-U1-FR 1 CONTRÔLE DE LA TRAJECTOIRE EN TEMPS RÉEL LORS D'OPÉRATIONS DE FORAGE CONTEXTE [0001] La présente demande concerne le contrôle de la trajectoire d'un trépan lors d'une opération de forage. [0002] Dans les opérations de forage directionnel, une variété de données obtenues avant le forage sont traitées pour modéliser un trajet de puits de forage prévu pour l'opération de forage directionnel afin d'augmenter au maximum l'intersection du puits de forage avec des « bonnes zones » (zone riche en hydrocarbures avec un rendement potentiel élevé) tout en maintenant des niveaux acceptables de sévérité et de tortuosité de la déviation en patte de chien sur le trajet du puits de forage. Cependant, lors du forage directionnel, des variations des propriétés de formation qui n'ont pas été observées dans les données initiales et des variations des paramètres de forage peuvent avoir pour conséquence que le trajet de puits de forage réel dévie par rapport au trajet de puits de forage prévu. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0003] Les figures suivantes sont incluses pour illustrer certains aspects des modes de réalisation, et ne doivent pas être considérées comme des modes de réalisation exclusifs. L'objet décrit peut être sujet à des modifications considérables, des transformations et des combinaisons et des équivalents au niveau de la forme et de la fonction, comme cela se produit pour l'homme de l'art bénéficiant de la présente invention. [0004] La figure 1 est une illustration d'un exemple de système de forage directionnel pour le forage d'un puits. [0005] La figure 2 illustre un flux de travail d'un exemple de procédé d'analyse. [0006] La figure 3 illustre une représentation d'une formation souterraine comportant plusieurs minéralogies avec le trajet de puits cible et le trajet de puits réel représentés. [0007] La figure 4 illustre une trajectoire de puits de forage pour un puits de forage dévié utilisé dans les exemples. [0008] La figure 5 est un histogramme des valeurs concernant le module de Young le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans l'exemple. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 2 [0009] La figure 6 est un histogramme des valeurs concernant la porosité le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans l'exemple. [0010] La figure 7 est un histogramme des valeurs concernant la teneur totale en matières organiques le long de la trajectoire initiale du puits de 5 forage dans l'exemple. [0011] La figure 8 est un histogramme des valeurs concernant le poids sur le trépan le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans l'exemple. [0012] La figure 9 est un histogramme des valeurs concernant les tours par minute du trépan le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans 10 l'exemple. [0013] La figure 10 est un histogramme des valeurs concernant le débit du fluide de forage le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans l'exemple. [0014] La figure 11 est un histogramme des valeurs concernant la 15 vitesse de pénétration du trépan le long de la trajectoire initiale du puits de forage dans l'exemple. [0015] Les figures 12-13 illustrent les distributions d'inclinaison et d'azimut prévus, respectivement, à un endroit situé devant le trépan dans l'exemple. [0016] La figure 14 (en haut) illustre les distributions de la densité 20 de probabilité du poids sur le trépan et du débit du fluide de forage pour déduire la vitesse de pénétration dans l'exemple et (en bas) illustre la probabilité du poids sur le trépan et du débit du fluide de forage par rapport au coût dans l'exemple. DESCRIPTION DÉTAILLÉE 25 [0017] La présente demande concerne le contrôle de la trajectoire d'un trépan lors d'une opération de forage en prenant en compte les incertitudes dans le système de forage directionnel et la formation souterraine. [0018] Lors de la tentative de forage d'un trajet de puits de forage prévu, les variations des conditions de fond du puits par rapport au modèle initial 30 (par exemple, une variation des propriétés de formation) et une exécution incorrecte du système de forage directionnel (par exemple, le fait que le poids sur le trépan ou la pression hydraulique qui dirige le trépan soit inférieur de quelque pour cent au pourcentage indiqué) sont des incertitudes qui peuvent avoir pour conséquence que le trajet de puits de forage réel s'écarte du trajet de puits de forage prévu. Les 35 analyses, procédés et systèmes décrits ici utilisent des données en temps réel 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 3 associées aux conditions de fond du puits pour atténuer l'écart d'un trajet de puits de forage réel par rapport au trajet de puits de forage prévu en raison d'incertitudes. [0019] La figure 1 est une illustration d'un exemple de système de forage directionnel 100 pour le forage d'un puits de forage 102, conformément à 5 certains modes de réalisation de la présente invention. Le puits de forage 102 peut comprendre une grande variété de profils ou de trajectoires de sorte que le puits de forage 102 peut être désigné sous le nom de « puits de forage directionnel » ou de « puits de forage dévié » ayant de multiples sections ou segments qui s'étendent à un angle ou des angles souhaités par rapport à la verticale. Un puits de forage 10 directionnel peut être formé en appliquant une pression hydraulique à un ou plusieurs composants de direction de trépan dans l'ensemble de fond du trou (BHA) 120 afin de diriger le trépan associé 104 formant le puits de forage 102. La quantité de pression hydraulique peut déterminer le degré de changement de direction du trépan 104 de sorte que la pression hydraulique peut indiquer la trajectoire d'un puits de 15 forage directionnel 102. [0020] Le système de forage directionnel 100 peut comprendre une plate-forme de forage 106. Cependant, des enseignements de la présente invention peuvent être appliqués aux puits de forage utilisant des systèmes de forage associés à des plates-formes offshore, des semi-submersibles, des navires de forage 20 et tout autre système de forage satisfaisant pour former un puits de forage s'étendant à travers une ou plusieurs formations de fond du puits. [0021] La plate-forme de forage 106 peut être couplée à une tête de puits 108. La plate-forme de forage 106 peut également comprendre une table de rotation 110, un moteur d'entraînement rotatif 112 et d'autres équipements associés 25 à la rotation de la colonne de forage 114 à l'intérieur du puits de forage 102. Un espace annulaire 116 peut être formé entre l'extérieur de la colonne de forage 114 et le diamètre intérieur du puits de forage 102. [0022] Le système de forage directionnel 100 peut inclure divers outils et composants de forage de fond du puits associés à un système de mesure en 30 cours de forage (MWD) et / ou de diagraphie en cours de forage (LWD) 118 qui fournit à un système de commande 122 des données de diagraphie et d'autres informations provenant du fond du puits de forage 102. Le système de commande 122 peut également être couplé de manière communicante au BHA 120 et au moteur d'entraînement rotatif 112. 35 [0023] Le système de commande 122 peut être un ordinateur unique avec un ou plusieurs processeurs pour effectuer les analyses et procédés 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 4 décrits ici. En variante, le système de commande 122 peut comprendre plusieurs processeurs avec des processeurs associés aux différents composants du système de forage directionnel 100 qui effectuent collectivement les analyses et procédés décrits ici. 5 [0024] Le système de forage directionnel 100 peut comprendre une pluralité de capteurs 124 en plus du système MWD / LWD 118 pour mesurer des paramètres et données associés à une opération de forage (par exemple, des données de levé, des données de formation en temps réel, des paramètres BHA et des paramètres de surface, chacun décrit ci-après). Par exemple, le capteur 124a 10 peut être couplé à une conduite ou une pompe d'écoulement pour mesurer le débit du fluide de forage. Dans un autre exemple, le capteur 124b peut être couplé au moteur d'entraînement rotatif 112 ou à un autre composant approprié du système de forage directionnel 100 pour mesurer les tours par minute (tr / min) de la colonne de forage. Dans un autre exemple encore, les capteurs 124c, 124d peuvent être 15 situés au niveau ou à proximité du trépan 104 pour déterminer l'emplacement du trépan 104 dans la formation souterraine. [0025] La figure 2 illustre un flux de travail d'un exemple de procédé d'analyse 230, conformément à certains modes de réalisation de la présente invention. Le procédé d'analyse 230 comprend plusieurs entrées, chacune désignée 20 par un astérisque dans la figure 2. [0026] Le procédé d'analyse 230 utilise un modèle de formation 232, qui a d'abord été produit à partir des données initiales 234 recueillies avant le forage (par exemple, des données sismiques, des données de puits de limite et des données de formation recueillies dans d'autres puits sur le terrain) et est mis à jour 25 au fur et à mesure que le puits est foré à l'aide de données de formation en temps réel 236 (par exemple, données recueillies en cours de forage avec les outils MWD / LWD). Dans certains cas, un modèle de terrain peut être utilisé pour produire et mettre à jour le modèle de formation 232 à partir des entrées décrites. [0027] Les données initiales 234 et les données de formation en 30 temps réel 236 peuvent être des propriétés de formation. Tel qu'utilisé ici, le terme « propriétés de formation » et ses variantes grammaticales se réfèrent à une propriété des roches dans la formation ou à un fluide à l'intérieur de celle-ci qui comprend, mais sans s'y limiter, la minéralogie, le module de Young, la friabilité, la porosité, la perméabilité, la perméabilité relative, la teneur totale en matières 35 organiques, la teneur en eau, le coefficient de Poisson, la pression interstitielle, et analogues, et toute combinaison de ceux-ci. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 5 [0028] Le modèle de formation 232 est une représentation mathématique de la formation souterraine qui met en corrélation les propriétés de formation avec un emplacement situé dans la formation. La représentation mathématique peut prendre la forme d'une matrice à grille tridimensionnelle de la 5 formation souterraine (également connue sous le nom de grille géocellulaire), d'une écaille bidimensionnelle ou d'un effondrement topographique de la matrice à grille tridimensionnelle, un réseau unidimensionnel représentant la formation souterraine, et analogues. Dans un réseau unidimensionnel, les points de données qui relient la propriété de formation à un emplacement (par exemple, les points de données 10 individuels 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 grille géocellulaire. [0029] Le modèle de formation 232 peut identifier les emplacements dans la formation avec une teneur totale en matières organiques 15 élevée et une porosité élevée (bonnes zones), avec une minéralogie difficile à forer, avec une teneur en eau élevée, et analogues, et toute combinaison de ceux-ci. D'après le modèle de formation 232, un trajet de puits idéal 238 est dérivé pour augmenter au maximum de préférence l'intersection avec les bonnes zones dans la formation et réduire au maximum l'intersection avec l'eau et la minéralogie difficile 20 à forer. Ensuite, le trajet de puits idéal 238 est ajusté pour tenir compte des facteurs de forabilité, comme la sévérité et la tortuosité de la déviation en patte de chien, pour produire un trajet de puits cible 240. Tel qu'utilisé ici, le terme « facteurs de forabilité » et ses variantes grammaticales se réfèrent aux limitations physiques et mécaniques du forage directionnel à travers une formation. En variante, le trajet de 25 puits cible 240 peut être dérivé d'après le modèle de formation 232 pour augmenter au maximum de préférence l'intersection avec les bonnes zones dans la formation et réduire au maximum l'intersection avec l'eau et la minéralogie difficile à forer tout en tenant compte des facteurs de forabilité comme la sévérité et la tortuosité de la déviation en patte de chien. 30 [0030] En se référant à nouveau au modèle de formation 232, en utilisant les données de formation en temps réel 236 recueillies en cours de forage avec les outils MWD / LWD, le modèle de formation 232 produit des propriétés de formation mises à jour 242. Par exemple, les mesures de rayonnement gamma et / ou les mesures de résonance magnétique nucléaire à partir d'un outil MWD / LWD 35 situé le long de la colonne de forage d'une formation souterraine peuvent être 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 6 utilisées par le modèle de formation 232 pour calculer la porosité de la formation environnante. [0031] En outre, en tant qu'entrée pour le procédé d'analyse 230, des capteurs au niveau ou à proximité du trépan (par exemple, jusqu'à environ 50 5 pieds (15 mètres) derrière le trépan le long de la colonne de forage) peuvent être utilisés pour suivre le trajet de puits de forage réel en fournissant un emplacement spécifique des capteurs et / ou du trépan (appelé ici données de levé 244). Généralement, les capteurs fournissent des mesures de l'emplacement des capteurs mais, dans certains cas, un modèle mathématique (non illustré) peut inclure des 10 calculs supplémentaires pour estimer l'emplacement du trépan par rapport aux capteurs. Tel qu'utilisé ici, le terme « données de levé » et ses variantes grammaticales se réfèrent aux données qui décrivent l'emplacement des capteurs et / ou du trépan dans la formation souterraine. Les données de levé 244 peuvent inclure, mais sans s'y limiter, l'inclinaison, l'azimut, la profondeur mesurée (distance 15 le long du trajet de puits réel à partir de la tête de puits, qui est généralement calculée ou autrement déduite des données de levé) et analogues, et toute combinaison de ceux-ci. [0032] Les paramètres BHA 246 sont une autre entrée pour le procédé d'analyse 230. Tel qu'utilisé ici, le terme « paramètres HBA » et ses 20 variantes grammaticales sont les données qui décrivent la direction vers laquelle pointe le trépan par rapport à un axe longitudinal central de la colonne de forage la plus proche du trépan. Des exemples de paramètres BHA 246 peuvent inclure, sans toutefois s'y limiter, l'angle de face de coupe, l'angle d'inclinaison, le déplacement du segment de direction, et analogues, et toute combinaison de ceux-ci. 25 [0033] Enfin, les paramètres de surface 248 sont inclus en tant qu'entrée de procédé. Tel qu'utilisé ici, le terme « paramètres de surface » et ses variantes grammaticales sont les données qui décrivent les conditions de l'opération de forage qui peuvent être mesurées ou commandées à la surface. Des exemples de paramètres de surface 248 peuvent inclure, sans toutefois s'y limiter, les tours par 30 minute de la colonne de forage (et par conséquent le trépan), le poids sur le trépan, le débit du fluide de forage, le poids du fluide de forage et analogues, et toute combinaison de ceux-ci. [0034] Chacun des paramètres BHA 246 et des paramètres de surface 248 peut correspondre aux valeurs qu'un opérateur ou le système de 35 commande entre, ou peut correspondre aux valeurs réelles détectées par un capteur placé de manière appropriée. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 7 [0035] Les propriétés de formation mises à jour 242, les données de levé 244, les paramètres BHA 246 et les paramètres de surface 248 sont utilisés pour modéliser une série de trajets de puits de trajectoire 250 pour le trépan. Chacun des trajets de puits de trajectoire 250 peut être caractérisé comme une série de 5 coordonnées cartésiennes (X,, Y,, Z,), où i = 1, 2, 3, ..., k, k + 1, k + 2, ... et k représente l'horodatage actuel. Les coordonnées cartésiennes (X,, Y,, Z,) peuvent être calculées à partir de la profondeur mesurée des données de levé 244 (par exemple inclinaison (in), azimut (az) et profondeur mesurée (md)). Par conséquent, dans certains cas, les trajets de puits de trajectoire 250 peuvent en variante être 10 caractérisés par des coordonnées correspondantes (in,, az,, md,). [0036] Généralement, les données de formation en temps réel 236 collectées en cours de forage avec les outils MWD / LWD et les données de levé 244 sont retardées car (1) les outils MWD / LWD sont habituellement situés entre plusieurs et des dizaines de pieds derrière le trépan et (2) les données exactes du 15 gyroscope pour les données de levé 244 nécessitent une mesure stationnaire afin que les données du gyroscope puissent être recueillies après que le trépan parcourt la distance du support de conduite (généralement 30 ou 90 pieds, 9 ou 27 mètres). Par conséquent, les trajets de puits de trajectoire 250 fournissent une analyse probabiliste de la position actuelle du trépan et de sa position future. 20 [0037] Par exemple, la figure 3 illustre une représentation d'une formation souterraine 370 avec plusieurs minéralogies 370a, 370b, 370c où la bonne zone 370c se situe au niveau de la minéralogie centrale. Le trajet de puits cible 340 et le trajet de puits réel 352 sont illustrés comme passant à travers la bonne zone. La fenêtre d'incertitude 372 est produite lors de la combinaison des trajets de puits 25 de trajectoire en utilisant la méthodologie probabiliste. L'emplacement réel du trépan 374 se trouve dans la fenêtre d'incertitude 372 en raison du retard mentionné ci-dessus. [0038] En se référant à nouveau à la figure 2, chacun(e) des propriétés de formation mises à jour 242, des données de levé 244, des paramètres 30 BHA 246 et des paramètres de surface 248 ont également des incertitudes y associées découlant du fait que les composants sont légèrement hors étalonnage, d'une erreur de mesure générale / expérimentale, du temps de réponse des composants (par exemple, les composants BHA) aux instructions reçues, de l'emplacement des capteurs et des outils MWD / LWD par rapport au trépan, et 35 analogues, et toute combinaison de ceux-ci. Le procédé d'analyse 230 prend en 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 8 compte ces incertitudes en modélisant une série de trajets de puits de trajectoire 250. [0039] Les trajets de puits de trajectoire 250 sont combinés en utilisant une méthodologie probabiliste pour produire le trajet de puits réel 252 qui 5 peut s'étendre jusqu'à l'emplacement du trépan 374 de la figure 3 ou au-delà selon les préférences de l'exploitant. [0040] En se référant à nouveau à la figure 2, en utilisant le trajet de puits cible 240 et le trajet de puits réel 252, un écart 254 entre le trajet de puits cible 240 et le trajet de puits réel 252 est déterminé. L'écart 254 peut être exprimé 10 sous la forme d'une distribution normale N(PAp, 6Ap), où Ap est la longueur du vecteur d'écart, pAp est la valeur moyenne de la distribution normale, et bop est l'écart type de la distribution normale]. [0041] Ensuite, un seuil 256 pour l'écart 254 (par exemple, environ 1 pied (30 cm) ou moins à l'emplacement du trépan ou environ 2 pieds (60 15 cm) ou moins à 5 pieds (1,5 m) au-delà de l'emplacement du trépan) est appliqué. Si l'écart 254 se situe dans le seuil 256, le forage continue 258 dans les conditions actuelles (par exemple, avec les paramètres BHA actuels 246 et les paramètres de surface actuels 248). En variante, si l'écart 254 dépasse le seuil 256, des réglages 260 peuvent être réalisés dans les paramètres BHA 246 et les paramètres de surface 20 248 pour ramener l'écart 254 dans le seuil 256. [0042] Les procédés et analyses ci-dessus peuvent être effectués, au moins en partie, à l'aide d'un système de commande (par exemple, système de commande 122 de la figure 1). Le processeur et le matériel informatique correspondant utilisés pour implémenter les divers blocs, modules, éléments, 25 composants, procédés et algorithmes illustratifs décrits ici peuvent être configurés pour exécuter un(e) ou plusieurs séquences d'instructions, positions de programmation ou code stocké sur support lisible par ordinateur non transitoire (par exemple, un support de stockage lisible par ordinateur non transitoire contenant des instructions de programme qui font en sorte qu'un système informatique exécutant 30 le programme d'instructions effectue les étapes du procédé ou font en sorte que d'autres composants / outils effectuent les étapes du procédé décrites ici). Le processeur peut être, par exemple, un microprocesseur à usage général, un microcontrôleur, un processeur de signal numérique, un circuit intégré spécifique à l'application, un réseau prédiffusé programmable par l'utilisateur, un réseau logique 35 programmable, un contrôleur, une machine d'état, une logique commandée par porte, des composants matériels distincts, un réseau neuronal artificiel ou toute 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 9 entité appropriée analogue qui peut effectuer des calculs ou d'autres manipulations de données. Dans certains modes de réalisation, le matériel informatique peut en outre comprendre des éléments tels que, par exemple, une mémoire (par exemple, une mémoire vive (RAM), une mémoire flash, une mémoire morte (ROM), une 5 mémoire morte programmable (PROM), une mémoire morte programmable et effaçable (EPROM)), des registres, des disques durs, des disques amovibles, des CDROM, des DVD ou tout autre dispositif ou support de stockage approprié analogue. [0043] Les séquences exécutables décrites ici peuvent être implémentées avec une ou plusieurs séquences de code contenu dans une mémoire. 10 Dans certains modes de réalisation, ce code peut être lu dans la mémoire à partir d'un autre support lisible par machine. L'exécution des séquences d'instructions contenues dans la mémoire peut faire en sorte qu'un processeur effectue les procédés et analyses décrits ici. Un ou plusieurs processeurs dans un agencement multitraitement peuvent également être utilisés pour exécuter des séquences 15 d'instructions dans la mémoire. En outre, des circuits câblés peuvent être utilisés à la place de, ou en combinaison avec des instructions logicielles pour implémenter divers modes de réalisation décrits ici. Ainsi, les présents modes de réalisation ne sont pas limités à une quelconque combinaison spécifique de matériel et / ou de logiciel. 20 [0044] Tel qu'utilisé ici, un support lisible par machine se référera à tout support qui fournit directement ou indirectement des instructions à un processeur pour exécution. Un support lisible par machine peut prendre plusieurs formes, y compris, par exemple, des supports non volatils, des supports volatiles et des supports de transmission. Les supports non volatiles peuvent comprendre, par 25 exemple, des disques optiques et magnétiques. Les supports non volatils peuvent comprendre, par exemple, une mémoire dynamique. Les supports de transmission peuvent comprendre, par exemple, des câbles coaxiaux, des fils, des fibres optiques et des fils qui forment un bus. Les formes courantes de supports lisibles par machine peuvent inclure, par exemple, des disquettes, des disques souples, des disques durs, 30 des bandes magnétiques, d'autres supports magnétiques analogues, des CD-ROM, des DVD, d'autres supports optiques analogues, des cartes perforées, des bandes papier et des supports physiques analogues avec des trous à motifs, une RAM, une ROM, une PROM, une EPROM et une EPROM flash. [0045] Les modes de réalisation décrits ici comprennent, mais 35 sans s'y limiter, le mode de réalisation A, le mode de réalisation B et le mode de réalisation C. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 10 [0046] Le mode de réalisation A est un procédé comprenant : le forage d'un puits de forage dévié pénétrant dans une formation souterraine selon des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface ; le recueil de données de formation en temps réel en cours de forage ; la mise à jour d'un modèle 5 de la formation souterraine d'après les données de formation en temps réel et la déduction des propriétés de formation à partir de celles-ci ; le recueil de données de levé correspondant à un emplacement d'un trépan dans la formation souterraine ; la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine ; la déduction d'une série de trajets de puits de trajectoire d'après les 10 propriétés de formation, les données de levé, les paramètres d'ensemble de fond et les paramètres de surface et les incertitudes qui y sont associées ; la déduction d'un trajet de puits réel d'après la série de trajets de puits de trajectoire ; la déduction d'un écart entre le trajet de puits cible et le trajet de puits réel ; et le réglage des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface pour maintenir 15 l'écart au-dessous d'un seuil. [0047] Le mode de réalisation B est un système comprenant : une colonne de forage s'étendant dans un puits de forage dévié pénétrant dans une formation souterraine et ayant un ensemble de fond du trou et un trépan à une extrémité distale de la colonne de forage ; une pluralité de capteurs dans divers 20 endroits du système pour détecter des données de formation en temps réel, des données de levé correspondant à un emplacement du trépan dans la formation souterraine, des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface ; un support lisible par ordinateur non transitoire couplé de manière communicante à la pluralité de capteurs et à l'ensemble de fond du trou et encodé 25 avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, font en sorte que le système effectue un procédé selon le mode de réalisation A. [0048] Le mode de réalisation C est un support lisible par ordinateur non transitoire encodé avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, font en sorte qu'un système effectue un procédé selon le mode de 30 réalisation A. [0049] Les modes de réalisation A, B et C peuvent comporter de manière facultative un ou plusieurs des éléments suivants : élément 1 : dans lequel le seuil est de 10 pieds (3 mètres) ou moins au niveau du trépan ; élément 2 : dans lequel la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la 35 formation souterraine comprend : la déduction d'un trajet de puits idéal pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine qui augmente au maximum 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 11 l'intersection entre le trajet de puits idéal et les bonnes zones dans la formation souterraine ; et l'ajustement du trajet de puits idéal pour tenir compte des facteurs de forabilité, en produisant ainsi le trajet de puits cible ; élément 3 : dans lequel les paramètres d'ensemble de fond du trou comprennent au moins un élément 5 sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'angle de face de coupe, l'angle d'inclinaison, le déplacement du segment de direction, et toute combinaison de ceux-ci ; élément 4 : dans lequel les paramètres de surface comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : les tours par minute de la colonne de forage, le poids sur le trépan, le débit du fluide de forage, le poids 10 du fluide de forage et toute combinaison de ceux-ci ; élément 5 : dans lequel les propriétés de formation comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : la minéralogie, le module de Young, la friabilité, la porosité, la perméabilité, la perméabilité relative, la teneur totale en matières organiques, la teneur en eau, le coefficient de Poisson, la pression interstitielle, et 15 toute combinaison de ceux-ci ; élément 6 : dans lequel les données de levé comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'inclinaison, l'azimut, la profondeur mesurée et toute combinaison de ceux-ci. À titre d'exemple non limitatif, les combinaisons suivantes peuvent être appliquées aux modes de réalisation A, B et C : l'élément 1 combiné avec l'élément 2 ; deux des 20 éléments 3-6 ou plus combinés ; élément 1 combiné avec un ou plusieurs des éléments 3-6 combinés ; élément 2 combiné avec un ou plusieurs des éléments 3-6 combinés ; et éléments 1 et 2 combinés avec un ou plusieurs des éléments 3-6 combinés. [0050] Sauf indication contraire, tous les nombres exprimant des 25 quantités d'ingrédients, des propriétés telles que la masse moléculaire, les conditions de réaction, etc. utilisés dans la présente description et dans les revendications associées, doivent être compris comme étant modifiés dans tous les cas par le terme « environ ». En conséquence, sauf indication contraire, les paramètres numériques présentés dans la description suivante et dans les revendications annexées sont des 30 approximations qui peuvent varier en fonction des propriétés souhaitées recherchées par les modes de réalisation de la présente invention. À tout le moins, sans que cela constitue une tentative de limiter l'application de la doctrine des équivalents de la portée de la revendication, chaque paramètre numérique doit au moins être interprété à la lumière du nombre de chiffres significatifs indiqués et en appliquant 35 des techniques d'arrondi habituelles. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 12 [0051] Un ou plusieurs modes de réalisation illustratifs incorporant les modes de réalisation de l'invention décrits ici sont présentés ici. Pour plus de clarté, toutes les fonctionnalités d'une implémentation physique ne sont pas décrites ou représentées dans cette application. Il est entendu que dans le développement 5 d'un mode de réalisation physique incorporant les modes de réalisation de la présente invention, de nombreuses décisions spécifiques à l'implémentation doivent être prises pour atteindre les objectifs du développeur, tels que le respect des contraintes liées au système, à l'activité, au gouvernement et autres, qui varient en fonction de l'implémentation et de temps à autre. Bien que les tâches d'un développeur puissent 10 prendre du temps, ces tâches seraient, néanmoins, une activité routinière pour les hommes de l'art tirant parti de la présente invention. [0052] Alors que les compositions et les procédés sont décrits ici par les termes « comprenant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent également « se composer essentiellement » ou « se composer » 15 des divers composants et étapes. [0053] Afin de faciliter une meilleure compréhension des modes de réalisation de la présente invention, les exemples suivants de modes de réalisation préférés ou représentatifs sont donnés. Les exemples suivants ne doivent en aucun cas être interprétés comme limitant, ou définissant, la portée de l'invention. 20 EXEMPLES [0054] La figure 4 illustre une trajectoire initiale du puits de forage pour un puits de forage dévié où la tête de puits est à un écart horizontal de 0 pied et à une profondeur verticale réelle de 0 pied. 25 [0055] D'après les données de formation recueillies à partir de diverses diagraphies de puits de forage, un modèle de terrain a été utilisé pour calculer les propriétés de formation, en particulier le module de Young, la porosité et la teneur totale en matières organiques, le long de la trajectoire initiale du puits de forage. Les ensembles de données pour chacune des propriétés de formation peuvent 30 être décrits approximativement sous la forme de trois distributions normales N (p, comme indiqué dans le tableau 1. En variante ou en plus des distributions normales, les histogrammes des valeurs concernant les propriétés de formation le long de la trajectoire initiale du puits de forage sont illustrés dans les figures 5-7. 35 Tableau 1 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 13 Propriété de formation Résumé des statistiques Moyenne Écart type Module de Young (106 psi) 4,49746 0,756482 Porosité (fraction de volume des 0,128446 0,026418 vides) Carbone organique total (% en 3,055555 1,177536 poids) [0056] À l'aide du modèle de terrain et des approximations pétrophysiques, il a été déterminé que les bonnes zones se trouvaient à des endroits le long de la trajectoire du puits de forage ayant un module de Young > 5 Pa, une 5 teneur totale en matières organiques > 4 ppm et une porosité > 0,12 fraction de volume des vides. [0057] La probabilité de succès pour croiser des bonnes zones a été calculée pour les emplacements autour de la trajectoire initiale du puits de forage. Un trajet de puits idéal (par exemple, le trajet de puits idéal 238 de la figure 2) est 10 établi d'après les endroits où les probabilités de succès sont les plus élevées. Cependant, ce trajet de puits idéal n'était pas nécessairement le meilleur trajet de puits cible à forer. Un ajustement supplémentaire a été réalisé pour produire un trajet de puits cible (par exemple, le trajet de puits cible 240 de la figure 2) pour tenir compte des facteurs de forabilité tels que décrits ici. 15 [0058] La trajectoire du puits de forage devant le dernier emplacement de levé a ensuite été simulée pour tenter d'atteindre le trajet de puits cible. Le trajet de puits réel (par exemple, le trajet de puits réel 252 de la figure 2) est lié à la fois aux paramètres de surface et aux propriétés de formation. Comme mentionné ci-dessus, les propriétés de formation présentent des incertitudes. En 20 réalité, les paramètres de surface tels que le poids sur le trépan, les tours par minute du trépan, le débit du fluide de forage, et analogues, présentent également des incertitudes. Les ensembles de données de chacun des paramètres de surface peuvent être décrits approximativement sous la forme de trois distributions normales N (p, a) comme indiqué dans le tableau 2. En variante ou en plus des distributions 25 normales, les histogrammes des valeurs concernant les paramètres de surface le long de la trajectoire initiale du puits de forage sont illustrés dans les figures 8-10. Tableau 2 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 14 Paramètre de surface Résumé des statistiques Moyenne Écart type Poids sur le trépan (en 17,0321 (7 725 kg) 2,2403 (1 016 kg) milliers de livres) Révolutions par minute 100,25 2,0885 Débit du fluide de forage 701,05 (2 653,76 1,1115 (4,20 litres / mn) (en gallons par minute) litres / mn) [0059] Compte tenu, au moins en partie, des incertitudes des paramètres de surface et des propriétés de formation, la vitesse de pénétration enregistrée pour l'intervalle de 8 000 à 8 030 pieds (2 438 m à 2 447 m) a varié avec 5 une moyenne de 174,078 pieds / h (53 m / h) et un écart type de 13,63 pieds / h (4,15 m / h). L'histogramme de la vitesse de pénétration pour cet intervalle de forage est illustré dans la figure 11. Par conséquent, l'incertitude des paramètres de surface et des propriétés de formation provoque une fluctuation de la vitesse de pénétration, ce qui entraînera au final une incertitude du trajet de puits réel. 10 [0060] En supposant que l'outil d'ensemble de fond du trou répond très précisément sans erreur, des méthodes statistiques (par exemple, Monte Carlo, Hypercube et FORM (méthode de fiabilité du premier ordre)) peuvent être utilisées pour calculer le trajet de puits réel avec des incertitudes quantifiées, telles qu'indiquées dans le tableau 3. Toutes les données relatives à la position peuvent 15 être décrites sous forme de distributions normales N (p, a) où la valeur moyenne et l'écart type sont calculés en temps réel. Les figures 12-13 illustrent les distributions d'inclinaison et d'azimut prévus à un endroit devant le trépan. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 15 Tableau 3 Inclinaison (°) Azimut Sévérité (0) de la déviatio Profondeu Prob. de n en Source r de mes. chevauchemen de (en pieds) Moyenn Écart Moyenn Écart t patte de données e type e type chien. (° / 100 pieds) n 91,8 0,05 316,4 0,250 1,00 1,2 Levé n+30 91,9 0,833 316,8 2,208 0,98 1,0 Prévisio 2 7 n n+60 92,1 0,863 315,6 2,109 0,97 0,8 Prévisio 6 0 n n+90 90,0 0,944 314,7 2,658 0,96 0,6 Prévisio 5 6 n n+96 91,6 0,956 315,9 2,698 0,96 0,6 Prévisio 5 7 n [0061] Une probabilité unique de chevauchement entre le trajet de puits réel et le trajet de puits cible a également été calculée, tel que représenté 5 dans le tableau 3. Des critères d'acceptation appropriés peuvent être prédéterminés sur la base de l'expérience. Par exemple, la probabilité de chevauchement > 0,90 et la sévérité de la déviation en patte de chien prévue REVENDICATIONS1. Procédé comprenant : le forage d'un puits de forage dévié pénétrant dans une formation souterraine selon des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface ; le recueil de données de formation en temps réel lors du forage ; la mise à jour d'un modèle de la formation souterraine d'après les données de formation en temps réel et la déduction des propriétés de formation à partir de celles-ci ; le recueil de données de levé correspondant à un emplacement d'un trépan dans la formation souterraine ; la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine ; la déduction d'une série de trajets de puits de trajectoire d'après les propriétés de formation, les données de levé, les paramètres d'ensemble de fond du trou et les paramètres de surface et les incertitudes qui y sont associées ; la déduction d'un trajet de puits réel d'après la série de trajets de puits de trajectoire ; la déduction d'un écart entre le trajet de puits cible et le trajet de puits réel ; et le réglage des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface pour maintenir l'écart au-dessous d'un seuil. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le seuil est de 10 pieds (3 mètres) ou moins au niveau du trépan. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine comprend : la déduction d'un trajet de puits idéal pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine qui augmente au maximum l'intersection entre le trajet de puits idéal et les bonnes zones dans la formation souterraine ; et l'ajustement du trajet de puits idéal pour tenir compte des facteurs de forabilité, produisant ainsi le trajet de puits cible. 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 19 4. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les paramètres d'ensemble de fond du trou comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'angle de face de coupe, l'angle d'inclinaison, le déplacement du segment de direction, et toute combinaison de ceux-ci. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les paramètres de surface comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : les tours par minute de la colonne de forage, le poids sur le trépan, le débit du fluide de forage, le poids du fluide de forage, et toute combinaison de ceux-ci. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les propriétés de formation comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : la minéralogie, le module de Young, la friabilité, la porosité, la perméabilité, la perméabilité relative, la teneur totale en matières organiques, la teneur en eau, le coefficient de Poisson, la pression interstitielle, et toute combinaison de ceux-ci. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données de levé comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'inclinaison, l'azimut, la profondeur mesurée et toute combinaison de ceux-ci. 8. Système comprenant : une colonne de forage s'étendant dans un puits de forage dévié pénétrant dans une formation souterraine et ayant un ensemble de fond du trou et un trépan à une extrémité distale de la colonne de forage ; une pluralité de capteurs dans divers endroits du système pour détecter des données de formation en temps réel, des données de levé correspondant à un emplacement du trépan dans la formation souterraine, des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface ; un support lisible par ordinateur non transitoire couplé de manière communicante à la pluralité de capteurs et à l'ensemble de fond du trou et encodé avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, font en sorte que le système effectue un procédé comprenant : le forage du puits de forage dévié selon des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface ; 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 20 la mise à jour d'un modèle de la formation souterraine d'après les données de formation en temps réel et la déduction des propriétés de formation à partir de celles-ci ; la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine ; la déduction d'une série de trajets de puits de trajectoire d'après les propriétés de formation, les données de levé, les paramètres d'ensemble de fond du trou et les paramètres de surface et les incertitudes qui y sont associées ; la déduction d'un trajet de puits réel d'après la série de trajets de puits de trajectoire ; la déduction d'un écart entre le trajet de puits cible et le trajet de puits réel ; et le réglage des paramètres d'ensemble de fond du trou et des paramètres de surface pour maintenir l'écart au-dessous d'un seuil. 9. Système selon la revendication 8, dans lequel le seuil est de 10 pieds (3 mètres) ou moins au niveau du trépan. 10.Système selon la revendication 8, dans lequel la déduction d'un trajet de puits cible pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine comprend : la déduction d'un trajet de puits idéal pour le forage d'après le modèle de la formation souterraine qui augmente au maximum l'intersection entre le trajet de puits idéal et les bonnes zones dans la formation souterraine ; et l'ajustement du trajet de puits idéal pour tenir compte des facteurs de forabilité, produisant ainsi le trajet de puits cible. 11.Système selon la revendication 8, dans lequel les paramètres d'ensemble de fond du trou comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'angle de face de coupe, l'angle d'inclinaison, le déplacement du segment de direction, et toute combinaison de ceux-ci. 12.Système selon la revendication 8, dans lequel les paramètres de surface comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : les tours par minute de la colonne de forage, le poids sur le trépan, le débit du fluide de forage, le poids du fluide de forage, et toute combinaison de ceux- 3060639 2016-IPM-100229-U1-FR 21 ci. 13.Système selon la revendication 8, dans lequel les propriétés de formation comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : la minéralogie, le module de Young, la friabilité, la porosité, la perméabilité, la perméabilité relative, la teneur totale en matières organiques, la teneur en eau, le coefficient de Poisson, la pression interstitielle, et toute combinaison de ceux-ci. 14.Système selon la revendication 8, dans lequel les données de levé comprennent au moins un élément sélectionné parmi le groupe composé de ce qui suit : l'inclinaison, l'azimut, la profondeur mesurée et toute combinaison de ceux-ci.