FR 2907836 A1 20080502 FR 0757095 A 20070820 1 Procédé pour déterminer une répartition de phases fluides et quantifier une rétention dans un puits de forage La présente invention concerne, de façon générale, des mesures diagraphiques de production dans un puits de production d'hydrocarbures, et plus particulièrement, des procédés et un appareil améliorés pour déterminer une répartition de phases fluides et quantifier une rétention dans un puits de forage. Dans la production de produits pétroliers souterrains (pétrole et gaz), il est important de déterminer les fractions d'écoulement au travers d'un puits de forage qui sont attribuées à des composants différents, c'est-à-dire, le pétrole, l'eau et les gaz. Par exemple, on sait qu'une production d'eau augmente souvent lorsque les réserves de pétrole sont épuisées, ou en réponse à un programme d'injection d'eau. Lorsque le degré d'eau présent dans l'écoulement de production devient excessif, des études diagraphiques de production sont utilisées pour déterminer les emplacements et les débits d'entrée d'eau dans le régime d'écoulement. Ces études comportent à la fois des mesures de vitesses de fluide et des tentatives consistant à déterminer les pourcentages fractionnaires moyens des fluides de puits à diverses profondeurs d'étude. Divers procédés ont été imaginés pour calculer les pourcentages fractionnels, ou "rétentions", d'un composant de phase dans l'écoulement du fluide. A une profondeur particulière, la rétention d'une phase 2907836 2 spécifiée (gaz, pétrole ou eau) est définie en tant que la fraction de l'aire en section transversale du cuvelage ou tubage de protection qui est occupée par cette phase. Les dispositifs diagraphiques de rétention 5 classique sont la densité du fluide radioactif (atténuation gamma-gamma) et les outils (capacitifs ou diélectriques) de rétention d'eau. En plus, on sait utiliser un gradiomètre, un dispositif qui mesure un gradient de pression sur une hauteur donnée, lequel 10 gradient peut être considéré comme étant une fonction uniquement de la différence de niveau entre les deux points de mesure de la densité apparente du fluide. Avec les densités respectives des diverses phases, il est ensuite possible de calculer les diverses 15 proportions de celles-ci. Une autre approche consiste à réaliser des mesures au moyen de capteurs locaux qui produisent des signaux ayant différents niveaux en fonction de la phase avec laquelle le capteur est en contact. Le brevet U.S. n 3 792 347 (Hawley) propose 20 ainsi une mesure de type électrique par mesure d'une résistivité. Le brevet U.S. n 6 023 340 (Wu et al.) propose une mesure de type à fibre optique par mesure d'un facteur de réflexion optique. Des dispositifs récents dérivent le débit 25 volumétrique moyen transversal d'un puits de forage et une rétention à partir d'un certain nombre de mesures locales orientées faites à l'intérieur du puits de forage. Les dispositifs principaux de mesure de débits emploient des propulseurs ou des turbines qui sont 30 supposés mesurer le débit volumétrique moyen du mélange de fluides entiers. Dans le processus de détermination 2907836 3 du débit, des mesures diagraphiques sont utilisées pour calculer la rétention occupée par chacun parmi les fluides d'écoulement. La répartition spatiale des fluides dans le puits de forage peut également être 5 utilisée pour aider dans cette détermination. Des capteurs (par exemple, des sondes locales et des minidispositifs rotatifs) situés sur divers points connus de la coupe transversale du puits sont utilisés comme indiqué dans le document WO 01/11190. Des mesures de 10 sonde locale fournissent un moyen permettant d'évaluer cette répartition et rétention spatiale. Un procédé destiné à calculer les débits volumétriques relatifs d'au moins une parmi les phases d'un effluent polyphasique s'écoulant dans un puits est connu, comme 15 indiqué dans la demande de brevet U.S. 20060041382. Cependant, la nature dynamique d'un écoulement de fond amène des variations et des anomalies locales, temporaires, dans la structure d'écoulement de sorte que celles-ci ne sont pas représentatives du 20 comportement d'écoulement global. Donc, l'interprétation de ces données, collectées dans chaque dispositif rotatif et sonde locaux afin de calculer des débits volumétriques relatifs à toutes les profondeurs est devenue ainsi une procédure très importante afin 25 d'estimer le comportement de chaque fluide constituant l'effluent d'un puits. Un aspect de la présente invention concerne un procédé consistant à déterminer une répartition de phases fluides. Le procédé comprend l'étape consistant 30 à recevoir une pluralité de données de sondes orientées ; regrouper les données de sondes orientées 2907836 4 d'après un intervalle de profondeur ; traiter les données de sondes regroupées ; et générer des informations de répartition de phases fluides d'après le résultat traité. 5 Des modes de réalisation du procédé peuvent en outre comporter l'étape consistant à fusionner les données de sonde regroupées à l'intervalle de profondeur. Le procédé peut en outre comprendre l'étape consistant à combiner des valeurs de rétention 10 orientées des données de sondes regroupées afin de former un assemblage unique de valeurs de rétention orientées à chaque profondeur. Le procédé peut en outre comprendre l'étape consistant à sélectionner un modèle au travers des données de sondes fusionnées. 15 Des objets et avantages supplémentaires de l'invention deviendront apparents pour l'homme du métier, lorsque l'on se référera à la description détaillée ainsi qu'aux figures fournies. La présente invention est illustrée à titre 20 d'exemple et n'est pas destinée à être limitée par les figures des dessins joints dans lesquels des références identiques indiquent des éléments similaires et dans lesquels : les figures 1(a) et 1(b) sont des représentations 25 graphiques illustrant un mode de réalisation du processus de cartographie de répartitions de fluides liées à la présente invention ; les figures 2(a) à 2(d) comportent un organigramme et quelques exemples représentant des étapes associées 30 à un traitement par sondes pour passages multiples ; 2907836 5 la figure 3 est un organigramme représentant des étapes associées aux présents procédé, appareil et article de fabrication ; les figures 4 à 6 sont des représentations 5 graphiques et des exemples illustrant plusieurs modes de réalisation d'applications de la présente invention ; et la figure 7 est une illustration simplifiée d'un matériel d'ordinateur associé à l'appareil et l'article 10 de fabrication. La présente invention n'est pas limitée dans son application aux détails de construction et à l'agencement des composants exposés dans la description suivante ou illustrés sur les dessins. L'invention peut 15 faire l'objet d'autres modes de réalisation et peut être mise en pratique ou être mise à exécution de diverses façons. De même, les expressions et la terminologie utilisées ici servent la description et ne devraient pas être envisagées comme limitatives. 20 L'utilisation des termes "comportant", "comprenant", ou "ayant", "contenant", "impliquant", et des variantes de ces derniers sont destinés, ici, à englober les objets énumérés par la suite et leurs équivalents ainsi que des objets supplémentaires. 25 Comme cela a déjà été expliqué par les demandeurs dans le document WO 01/11190, afin d'identifier les fractions volumétriques des fluides d'un effluent polyphasique, à une profondeur donnée du puits, et les débits volumétriques relatifs desdits fluides, on a 30 besoin de déterminer les fractions volumétriques locales (appelées habituellement rétention) de chaque 2907836 6 fluide (habituellement du pétrole, de l'eau et du gaz), et la vitesse locale de chacun d'entre eux. De nombreux dispositifs de mesure de rétention sont destinés à déterminer une réponse moyenne transversale, globale. 5 D'autres sont capables de réaliser des mesures locales à l'emplacement spécifique des capteurs ou des sondes. Ces mesures par sondes locales sont combinées à des données d'orientation d'outil permettant de déterminer la position des capteurs dans le flux d'écoulement. Le 10 fait de connaître des valeurs locales de rétention à des positions différentes dans le flux d'écoulement permet de fournir une carte de la répartition de phases et contribue à quantifier des rétentions de phases. A mesure que des positions supplémentaires sont mesurées, 15 davantage de détails sont ajoutés à la répartition de phases, et des rétentions plus exactes sont déterminées. Les figures 1(a) et 1(b) sont une représentation graphique d'un mode de réalisation du processus 20 consistant à cartographier des répartitions de fluide à partir de données de sondes orientées pour déterminer des fractions de volume de fluide dans une situation biphasique. En se référant à la figure 1 (a) , une coupe transversale du puits de forage est représentée selon 25 son aspect normal par rapport à la direction d'écoulement. Dans un mode de réalisation servant d'exemple, les positions des sondes locales sont représentées en tant que points 10 avec six sondes dans ce cas. Bien entendu, un nombre quelconque de sondes 30 orientées pourrait être utilisé. La figure 1(b), en correspondance avec la figure 1(a), représente un cube 2907836 7 de volume unitaire avec les valeurs de fraction de volume de sondes individuelles représentées graphiquement le long de l'axe x en fonction des positions verticales des sondes sur l'axe y. Une ligne 5 traversant les valeurs de sondes divise le volume unitaire en fractions de phases individuelles. Divers modèles d'ajustement de ligne peuvent être utilisés dans la détermination des fractions du volume. Par exemple, le modèle d'ajustement de ligne peut être un 10 modèle linéaire utilisant des segments de ligne droite ajustés par paires ou groupes de points. Dans un autre mode de réalisation, le modèle d'ajustement de ligne peut être un modèle d'ajustement de courbe utilisant des formes de courbe selon le meilleur ajustement à 15 travers des groupes de points. Dans encore un autre mode de réalisation, le modèle d'ajustement de ligne peut être un modèle d'écoulement qui définit diverses formes de courbe à ajuster aux points disponibles en fonction de paramètres d'écoulement donnés. En fait, un 20 type quelconque de modèle d'ajustement de ligne peut être utilisé dans la détermination de fraction du volume. Dans un mode de réalisation utilisé à des fins d'illustration, comme représenté sur la figure 1(b), les mélanges de phases sont des combinaisons de pétrole 25 et d'eau. En pratique, les mélanges de phases peuvent être des combinaisons quelconques de pétrole, d'eau et de gaz ; ou de pétrole pur, d'eau ou de gaz ; ou des combinaisons quelconques d'autres types de matériaux. Une acquisition de données diagraphiques de 30 production comporte généralement des passages multiples de mesures de capteurs sur le/les intervalle(s) 2907836 8 auxquels on s'intéresse. Des passages multiples sont requis pour des étalonnages du débitmètre in situ et mettent également à disposition de précieux passages de répétition des autres données de capteurs. Dans la 5 mesure où la nature dynamique de l'écoulement de fond amène des variations et des anomalies temporaires, locales dans la structure de l'écoulement, un passage de mesures de capteurs ne peut représenter le comportement d'écoulement global. Actuellement, des 10 mesures de sondes locales orientées sont traitées sur une base passage par passage pour déterminer des répartitions de phases de passages individuels et des rétentions. En tant que telles, les acquisitions de passages multiples de données de capteurs sur les 15 intervalles auxquels on s'intéresse sont utilisées pour établir une moyenne des variations et éliminer des anomalies temporaires de l'analyse, et on établit ensuite la moyenne des résultats des réponses de passages individuels pour donner un résultat de 20 passages multiples, comme illustré sur les figures 2(a) à 2 (d) . Précisément, la figure 2 (a) illustre un organigramme d'un tel processus. Les figures 2(b) à 2(d) permettent chacune de déterminer des fractions de volume à un intervalle de profondeur pour un passage 25 individuel, et le résultat final serait le résultat moyen des figures 2 (b) à 2 (d) . Le procédé de l'invention a ainsi été développé afin de combiner des passages multiples de données de sondes locales pour déterminer de manière plus exacte 30 les répartitions et les rétentions de phases. En se référant maintenant à la figure 3, celle-ci représente 2907836 9 plusieurs étapes associées aux présents procédé, appareil et article de fabrication et fournit une vue d'ensemble générale de l'invention. Dans l'étape de réception de données diagraphiques 30, des passages 5 multiples de données de sondes locales orientées sont reçus. Dans un mode de réalisation, les données de sondes locales peuvent être acquises à partir de divers outils diagraphiques de production qui enregistrent les mesures de fond en fonction de la profondeur, à mesure 10 que les outils se déplacent au travers du puits de forage. Dans un autre mode de réalisation, les données de sondes locales sont reçues directement à partir d'outils diagraphiques de production de fond par le biais d'une connexion par câble au cours d'une 15 acquisition. Dans encore un autre mode de réalisation, les données de sondes locales pourraient être reçues par le biais d'une transmission de données en temps réel à partir d'un site de forage au travers de liaisons par le Web. Dans encore un autre mode de 20 réalisation, les données de sondes locales peuvent être chargées à partir d'enregistrements physiques des données de diagraphies sur des supports numériques. Les données de sondes sont ensuite regroupées sur la base d'un intervalle de profondeur et d'une 25 orientation. Dans l'étape de mise en correspondance de la profondeur et des données de diagraphie 32, les données chargées pour chaque passage sont inspectées pour vérifier la cohérence de celles-ci avec la profondeur et sont décalées si nécessaire pour placer 30 chaque passage sur une référence de profondeur commune. Des pratiques et procédures de décalage de profondeur 2907836 10 sont fréquentes dans le métier de l'interprétation d'une diagraphie de puits et seront bien comprises de l'homme du métier. Dans l'étape de fusion des données de diagraphie 34, les valeurs de rétention orientées 5 pour toutes les sondes disponibles sur des passages disponibles sont combinées ensemble à chaque intervalle de profondeur pour former un seul assemblage de valeurs de rétention orientées à chaque profondeur. Des intervalles de profondeur habituels pour une 10 acquisition de données de diagraphie de puits s'échelonnent habituellement de 0,1 pouce (2,54 mm) à 0,5 pieds (15,24 cm), bien qu'un intervalle de profondeur quelconque puisse être utilisé. Après l'étape de fusion des données de diagraphie 15 34, la sélection d'un modèle au travers des données de diagraphie fusionnées 36 permet de déterminer les fractions de volume à chaque intervalle de profondeur. Divers modèles d'ajustement de ligne peuvent être utilisés dans la détermination des fractions du volume. 20 Par exemple, le modèle d'ajustement de ligne peut être un modèle linéaire utilisant des segments de ligne droite ajustés au travers de paires ou de groupes de points. Dans un autre mode de réalisation, le modèle d'ajustement de ligne peut être un modèle d'ajustement 25 de courbe utilisant des formes de courbe selon le meilleur ajustement au travers de groupes de points. Dans encore un autre d'ajustement de ligne qui définit diverses 30 points disponibles d'écoulement donnés. mode de réalisation, le modèle peut être un modèle d'écoulement formes de courbes à ajuster aux en fonction de paramètres En fait, un type quelconque de 2907836 11 modèle d'ajustement de ligne peut être utilisé dans la détermination de fractions du volume. Précisément, le modèle peut être le même ou un modèle différent à chaque intervalle de profondeur. Enfin, dans l'étape de 5 détermination d'une répartition de phases fluides 38, après une combinaison des résultats provenant des multiples intervalles de profondeur, une courbe continue des fractions du volume fusionnées en fonction de la profondeur permet de fournir les fractions du 10 volume à une profondeur quelconque. La fraction du volume sorti en fonction de la courbe de profondeur peut être sortie en tant qu'un fichier numérique sur des supports électroniques quelconques et également en tant qu'une représentation graphique, connue 15 habituellement dans le secteur en tant qu'une diagraphie, représentant une fraction du volume en fonction de la profondeur. Nous allons maintenant fournir quelques exemples qui illustrent et offrent davantage de détails sur 20 cette invention. La figure 4 représente trois passages de données de sondes locales réparties radialement sur un intervalle de profondeur donné avec des positions de sondes variables en raison de changements de l'orientation rotationnelle des capteurs pour chaque 25 passage. Plutôt que d'établir la moyenne du résultat des fractions du volume individuel, le procédé de l'invention combine tout d'abord les mesures de sondes locales orientées individuelles de tous les passages disponibles puis utilise les données de sondes de 30 passages combinées pour déterminer les répartitions et rétentions de phases. Précisément, un passage peut 2907836 12 fournir six mesures de sondes locales orientées, ainsi, trois passages peuvent fournir dix huit mesures de sondes locales orientées (points 40, 42 et 44) au total. Etant donné que trois fois plus de mesures de 5 sondes locales orientées sont reçues pour une analyse en comparaison avec la figure 2(b) ou la figure 2(c) ou la figure 2(d), le procédé de l'invention peut fournir une mesure plus stable et précise de la répartition de phases de fond et la réponse de rétention finale. Bien 10 entendu, chaque passage peut fournir un nombre quelconque de mesures de sondes locales, et, en pratique, un nombre quelconque de passages peuvent être utilisés. On remarquera que plus il y aura de passages, plus le résultat donné sera précis en utilisant le 15 procédé de l'invention en comparaison de chaque résultat individuel, tel qu'illustré sur les figures 2 (b) , 2(c)ou 2 (d) . Dans un autre mode de réalisation, la figure 5 représente trois passages de données de sondes locales 20 pour un outil avec une répartition linéaire de capteurs avec des positions de sondes variables dues à des changements de l'orientation rotationnelle des capteurs pour chaque passage. Dans encore un autre mode de réalisation, en plus d'utiliser l'aspect rotationnel 25 des positions d'outil et de sondes, la figure 6 montre que les positions de sondes peuvent également être changées par ajustement physique de la répartition radiale de capteurs. De façon similaire à la figure 4, en appliquant le procédé de l'invention, une mesure 30 plus stable et précise de la répartition de phases de 2907836 13 fond et la réponse de rétention finale peuvent être fournies comme illustré sur les figures 5 et 6. La figure 7 illustre de manière simplifiée un matériel d'ordinateur qui peut être utilisé pour mettre 5 en oeuvre le procédé de l'invention. L'ordinateur 70 a un dispositif de lecture de supports, tel qu'un lecteur de CD-ROM 72, un dispositif à disquette, ou un lecteur ZIP. Le dispositif de lecture de supports peut également être capable d'enregistrer la sortie du 10 programme que l'ordinateur 70 exécute. Un utilisateur de l'ordinateur 70 peut saisir des instructions en utilisant un dispositif d'entrée d'utilisateur, tel qu'un clavier 74 ou une souris, peut visualiser une sortie du code de programme sur un dispositif 15 d'affichage visuel, tel qu'un moniteur 76, et peut réaliser des tirages d'une sortie en utilisant un dispositif de sortie, tel qu'une imprimante 78. Lorsqu'il est configuré de façon appropriée, l'ordinateur 70 (et ses dispositifs périphériques 20 associés) est un appareil destiné à sortir une mesure de la répartition de phases de fond et la réponse de rétention finale conformément à la présente invention. Des supports d'ordinateur, tel qu'un CD-ROM 79, une disquette ou un disque ZIP, peuvent avoir un code de 25 programme lisible par ordinateur qui permet à l'ordinateur 70 de sortir une mesure de la répartition de phases de fond et la réponse de rétention finale conformément au procédé de l'invention. Donc, un mode de réalisation du procédé de 30 l'invention est décrit. Le procédé de l'invention utilise des passages multiples de mesures diagraphiques 2907836 14 de production de sondes locales, orientées afin d'améliorer la détermination des répartitions de fluides et des aires d'écoulement fractionnaire. Le procédé de l'invention combine les données de capteurs 5 orientés provenant de tous les passages puis évalue la réponse de capteurs combinés pour la réponse finale, fournissant ainsi une mesure plus stable et précise de la répartition de phases de fond et la réponse de rétention finale. 10 Le procédé de l'invention peut être appliqué à un type quelconque de mesures de fractions du volume de sondes locales qui fournissent des orientations de sondes variables d'un passage à l'autre, il peut également être appliqué à d'autres attributs 15 diagraphiques de production mesurés localement, tels que des mesures de dispositifs rotatifs locales utilisées pour cartographier la répartition de vitesses sur le puits de forage. Plusieurs aspects d'au moins un mode de 20 réalisation de la présente invention ayant ainsi été décrits, l'homme du métier s'apercevra aisément que divers changements, modifications et améliorations peuvent y être apportés. De tels changements, modifications et améliorations sont destinés à faire 25 partie de la présente description, et sont destinés à entrer dans l'esprit et la portée de l'invention. Par conséquent, la description précédente et les dessins servent uniquement d'exemple. Bien entendu, l'invention n'est pas limitée aux 30 exemples de réalisation ci-dessus décrits et représentés, à partir desquels on pourra prévoir 2907836 15 d'autres modes et d'autres formes de réalisation, sans pour autant sortir du cadre de l'invention. REVENDICATIONS 1. Procédé consistant à déterminer une répartition de phases fluides comprenant les étapes consistant à : recevoir une pluralité de données de sondes (10) orientées ; regrouper lesdites données de sondes orientées d'après un intervalle de profondeur ; traiter les données de sondes regroupées ; et générer des informations de répartition de phases fluides d'après le résultat traité. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le regroupement desdites données de sondes comprend les étapes consistant à inspecter et décaler lesdites données de sondes pour obtenir une cohérence de profondeur. 3. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le traitement des données de sondes regroupées comprend l'étape consistant à fusionner lesdites données de sondes regroupées audit intervalle de profondeur. 4. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le traitement des données de sondes regroupées comprend l'étape consistant à combiner des valeurs de rétention orientées desdites données de sondes regroupées pour former un assemblage unique de valeurs de rétention orientées à chaque profondeur. 2907836 17 5. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le traitement de données de sondes regroupées comprend en outre l'étape consistant à sélectionner un 5 modèle au travers desdites données de sondes fusionnées. 6. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le traitement de données de sondes regroupées 10 comprend en outre l'étape consistant à sélectionner un modèle linéaire utilisant des segments de ligne droite ajustés au travers de groupes de points. 7. Procédé selon la revendication 3, caractérisé 15 en ce que le traitement de données de sondes regroupées comprend en outre l'étape consistant à sélectionner un modèle d'ajustement de courbe utilisant des formes de courbe selon le meilleur ajustement au travers de groupes de points. 20 8. Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que le traitement de données de sondes regroupées comprend en outre l'étape consistant à sélectionner un modèle d'écoulement qui définit diverses formes de 25 courbe à ajuster aux points disponibles en fonction de paramètres d'écoulement donnés. 9. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que le traitement de données de sondes regroupées 30 détermine des fractions du volume de phases fluides à chaque dit intervalle de profondeur. 2907836 18 10. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la génération d'informations de répartition de phases fluides comprend l'étape consistant à sortir 5 des informations de fractions du volume en fonction d'une profondeur. 11. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la génération d'informations de répartition 10 de phases fluides comprend l'étape consistant à sortir des fractions du volume en fonction d'une courbe de profondeur en tant qu'un fichier numérique sur des supports électroniques. 15 12. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la génération d'informations de répartition de phases fluides comprend l'étape consistant à sortir des fractions de volume en fonction d'une courbe de profondeur en tant qu'une diagraphie. 20 13. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdites données de sondes orientées sont des passages multiples de données de sondes locales. 25 14. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdites données de sondes orientées sont acquises à partir d'une diversité d'outils diagraphiques de production. 30 15. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdites données de sondes orientées sont 2907836 19 acquises à partir d'outils diagraphiques de production de fond par le biais d'une connexion par câble. 16. Procédé selon la revendication 1, caractérisé 5 en ce que lesdites données de sondes orientées sont acquises à partir d'un site de forage au travers de liaisons par le Web par le biais d'une transmission de données en temps réel. 10 17. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdites données de sondes orientées sont acquises à partir d'enregistrements physiques de données de diagraphie sur des supports numériques. 15 18. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que lesdites données de sondes orientées sont des données de mesure de dispositifs rotatifs locales utilisées pour cartographier une répartition de vitesses. 20 19. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit intervalle de profondeur s'échelonne de 2,54 mm à 15,24 cm. 25 20. Appareil destiné à déterminer une répartition de phases fluides comprenant : un moyen destiné à recevoir une pluralité de données de sondes orientées ; un moyen destiné à regrouper lesdites données de 30 sondes orientées d'après un intervalle de profondeur ; 2907836 20 un processeur traitant les données de sondes regroupées ; et un moyen destiné à générer des informations de répartition de phases d'après le résultat traité. 21. Appareil selon la revendication 20, comprenant en outre un moyen destiné à fusionner lesdites données de sondes orientées audit intervalle de profondeur. 22. Appareil selon la revendication 21, comprenant en outre un moyen destiné à sélectionner un modèle au travers desdites données de sondes fusionnées. 23. Appareil selon la revendication 20, comprenant en outre un moyen destiné à sortir des informations de fractions du volume en fonction d'une profondeur. 20 24. Article de fabrication, comprenant : un support utilisable sur ordinateur (70) ayant un moyen à codes de programme lisible par ordinateur intégré dans celui-ci destiné à déterminer une 25 répartition de phases fluides, le moyen à codes de programme lisible par ordinateur dans ledit article de fabrication comprenant : un moyen à programme lisible par ordinateur destiné à recevoir une pluralité de données de sondes 30 orientées ; 5 10 15 2907836 21 un moyen à programme lisible par ordinateur destiné à regrouper lesdites données de sondes orientées d'après un intervalle de profondeur ; un moyen à programme lisible par ordinateur 5 destiné à traiter les données de sondes regroupées ; et un moyen à programme lisible par ordinateur destiné à générer des informations de répartition de phases fluides d'après le résultat traité.