FR 2918777 A1 20090116 FR 0704951 A 20070709 PROCÉDÉ, PROGRAMME ET SYSTÈME INFORMATIQUE DE CONCILIATION DE DONNÉES DE MODÈLE DE RÉSERVOIR D'HYDROCARBURE La présente invention concerne un procédé, un programme et un système informatique de conciliation de données de modèle de réservoir d'hydrocarbure. Les enjeux économiques liés à l'industrie pétrolière nécessitent de pouvoir décrire de façon réaliste la structure géologique des réservoirs d'hydrocarbures et les propriétés des roches qui les constituent. Par réservoir, on entend une roche suffisamment poreuse et perméable pour pouvoir contenir des fluides (eau, pétrole, gaz). Ces roches (calcaires, dolomies, grès) ont un intérêt économique si leurs volumes sont suffisants et si elles sont recouvertes par des couches imperméables interdisant au fluide de s'échapper. Un réservoir est par exemple un dépôt sédimentaire ou une série de dépôts connectés qui contient des fluides (huile, gaz, eau...). Ces dépôts comprennent des roches poreuses et perméables à l'intérieur desquelles les fluides circulent. Ces fluides peuvent éventuellement s'accumuler pour former un gisement. Un "faciès" est une catégorie dans laquelle on peut ranger une roche ou un terrain, et qui est déterminée par un ou plusieurs caractères lithologiques (lithofaciès) ou paléontologiques (biofaciès). Ce terme est également employé pour désigner une catégorie correspondant à un milieu ou à un domaine de sédimentation. La perméabilité de la roche détermine sa capacité à laisser passer le fluide à travers elle. La porosité est le pourcentage d'espace vide à l'intérieur de la roche et donne le volume de fluide que celle-ci peut contenir, d'où son intérêt en matière de prospection pétrolière. La perméabilité et la porosité sont deux propriétés pétrophysiques fondamentales que l'on cherche à déterminer pour décrire le réservoir et sa qualité. Ces propriétés ne sont pas uniformes dans tout le réservoir, mais dépendent des structures géologiques qui le constituent. Il s'ensuit une hétérogénéité du réservoir. La connaissance du réservoir implique la détermination de telles hétérogénéités. Un objectif de la caractérisation des réservoirs est de décrire le plus précisément possible les caractéristiques pétrophysiques du milieu poreux. Dans le cas de réservoirs d'hydrocarbures, la caractérisation d'un réservoir représente un R .` Brevets: 26000020040--07062' Conahation projet 7 final pour dépôt dot; - 06/07:07 - 15 07 - 1121 enjeu économique important pour différentes raisons : elle doit notamment permettre une bonne estimation des réserves exploitables et fournir des renseignements pour une meilleure localisation des puits d'exploitation. La caractérisation permet donc d'offrir une aide à la décision sur l'évolution du développement du gisement et plus généralement, elle permet une aide en ce qui concerne l'exploitation du gisement. Plus en détails, la compréhension d'un réservoir exige de bien connaître la nature des roches et des fluides qui le composent, les contraintes et les pressions auxquelles il est soumis, ainsi que sa structure et sa forme. Diverses technologies de caractérisation sont nécessaires pour accéder à cette connaissance. Parmi ces technologies, on peut distinguer des techniques de caractérisation expérimentales de techniques de caractérisation visant à l'interprétation des données expérimentales (interprétation, simulation, etc.). Les techniques utilisées pour déterminer les caractéristiques d'un gisement ont pour bases la géophysique, en particulier la sismique, et la géologie. - La sismique fournit surtout la forme du gisement, parfois aussi les variations de types de roche et les limites entre fluides (eau, huile, gaz). - La géologie, en particulier la sédimentologie, définit la nature des dépôts sédimentaires qui sont à l'origine des types de roches (exemples : grès, calcaire, argile...) présents dans les réservoirs. Une étude détaillée du contexte sédimentaire permet de déduire des informations qualitatives et quantitatives sur l'extension et les hétérogénéités présentes dans les différents types de roches (faciès). Au plan expérimental, des forages dits d'exploration ou d'appréciation ont pour but de mieux connaître les réservoirs en prenant de véritables échantillons de roches et de fluides. Les données tirées de ces forages sont de différentes natures et correspondent à des volumes d'investigation différents: Les carottes, issues d'opérations de carottage, permettent de caractériser la nature sédimentaire des roches et leurs caractéristiques pétrophysiques (porosité, perméabilité mesurées en laboratoire). A cet égard, le carottage est une opération qui consiste. au cours d'un forage, à prélever des échantillons de terrains, soit dans le fond du trou, soit latéralement, c'est-à-dire à partir de ses parois. - Les diagraphies sont des mesures indirectes de la nature des roches et des fluides dans l'environnement immédiat des puits. Une diagraphie consiste à mesurer, après ou pendant un forage, les caractéristiques des roches traversées. à l'aide de R lare,ets_6000 26046--07067 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc -06107'07 - 15 07 - 2,21 différentes sondes. D'une manière générale, on appelle diagraphie tout enregistrement d'une caractéristique d'une formation géologique traversée par un sondage en fonction de la profondeur. Les diagraphies complètent l'information tirée des carottes, et concerne une échelle plus réduite. Les techniques de carottage et de diagraphies permettent d'évaluer par exemple la perméabilité et la porosité à petite échelle d'un réservoir. - Les essais de puits consistent à évaluer le comportement réel du réservoir en phase de production (pression, débit,...). Ils permettent de caractériser, de façon indirecte, la qualité du réservoir dans un domaine de taille typiquement hectométrique autour des puits. Les essais de puits sont aujourd'hui devenus des moyens très efficaces pour déterminer les caractéristiques dynamiques de réservoirs complexes. Ces essais reposent sur les mesures de chutes et remontées de pression liées à l'ouverture et la fermeture de vannes de production. Ils permettent d'évaluer par exemple la perméabilité apparente (ou effective) K d'un réservoir. La caractérisation des réservoirs consiste également à réaliser une synthèse de l'ensemble de ces données afin de constituer une représentation la plus exacte possible du réservoir, tant en ce qui concerne son extension et son volume que sa " qualité ", c'est-à-dire ses caractéristiques pétrophysiques. Cette représentation peut servir de base à l'évaluation de l'intérêt du développement du gisement concerné. Plus en détails, pour conduire l'exploitation d'un réservoir et prévoir son comportement dynamique en fonction de différentes conditions de production, on fait appel à des simulations numériques sur des modèles d'écoulements. Les modèles géostatistiques utilisés pour représenter la structure géologique du réservoir (perméabilité, porosité, etc.) requièrent une discrétisation constituée d'un nombre important de mailles et de cellules dans ces mailles, le nombre de cellules pouvant atteindre une dizaine de millions. Ces modèles finement maillés sont peuplés de valeurs des variables pétrophysiques telles que la porosité et la perméabilité, en respectant le variogramme. Le variogramme est une fonction couramment utilisée en géostatistique, qui permet de quantifier l'hétérogénéité d'un phénomène. Il s'exprime au moyen de : - la longueur de corrélation horizontale LH ; et - la longueur de corrélation verticale Lv. R 'Brevets 2600026046--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc -06-07-07 - I0 07 - 3!21 La longueur de corrélation verticale (Lä) est obtenue grâce à une représentation logarithmique de la perméabilité locale. Par contre, la longueur de corrélation horizontale (LH) est une donnée plus difficile à mesurer, qui est en général évaluée par le géologue. Le rapport LH / Lv est une mesure de l'anisotropie géostatistique. Les modèles ainsi peuplés sont utilisés pour des simulations d'écoulement. Cependant, le temps de simulation numérique croît exponentiellement avec le nombre de cellules dans le modèle, ce qui peut conduire à des temps de calcul très élevés pour des modèles très finement discrétisés. Afin de réaliser des simulations d'écoulement en un temps de calcul raisonnables, une pratique consiste à construire un modèle de simulation grossier, en regroupant des cellules en mailles et en affectant aux mailles une propriété équivalente calculée à partir des propriétés locales. C'est cette opération que l'on nomme "changement d'échelle" (ou "upscaling" en anglais). Le changement d'échelle depuis une échelle fine à une échelle plus importante permet de restreindre le nombre de cellules simulées. Un nombre réduit de cellules, après changement d'échelle, permet un calcul plus rapide. Le changement d'échelle est un problème connu dans le domaine de la géostatistique ; il intervient dans de nombreuses applications (calculs de teneurs moyennes de blocs dans le domaine minier, de porosités moyennes dans le domaine pétrolier, etc.). La porosité est changée en prenant simplement la moyenne arithmétique des porosités dans la maille fine. Le changement d'échelle pour la perméabilité n'est pas aussi simple. La signification physique de la perméabilité apparente ou effective est celle d'un coefficient dans l'équation de Darcy. La perméabilité apparente est la valeur de la perméabilité homogène qui émerge dans un grand domaine, tandis que la perméabilité locale est, elle, hétérogène et à une échelle plus fine. La perméabilité apparente n'est pas une grandeur additive. En fait, la perméabilité homogénéisée n'est pas nécessairement la moyenne arithmétique des perméabilités. I1 n'existe généralement aucun moyen d'obtenir analytiquement la valeur de la perméabilité effective. Il faut donc le plus souvent se satisfaire d'une valeur approchée de la perméabilité. Ceci a fait l'objet de nombreuses recherches dans le domaine de la simulation de réservoir. Une méthode de changement d'échelle devrait idéalement fournir une R 1Brev'ets'2600026046--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06/07;07 - 15 07 - 4'2I perméabilité apparente (ou effective) appropriée, capturant les comportements de fluides du système au niveau de la cellule (ou maille fine). Différentes approches pour étudier le changement d'échelle de la perméabilité ont été proposées, on pourra par exemple consulter les publications suivantes: - Wen X.-H. et al. "High ResoIution Reservoir Models Integrating Multiple-Well Production Data". SPE 38728, Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers, SanAntonio, 1997; et - Renard P., ""Modélisation des écoulements en milieux poreux hétérogènes : calcul des perméabilités équivalentes". Thèse, Ecole des Mines de Paris, Paris, 1999. 10 Parmi les techniques connues de changement d'échelle, on peut citer: - les méthodes algébriques qui proposent des règles analytiques simples pour un calcul plausible des perméabilités équivalentes sans résoudre un problème d'écoulement; et - les techniques numériques de changement d'échelle où, pour calculer la 15 perméabilité équivalente, on est amené à résoudre les champs de pression P et de vitesse v d'un problème d'écoulement local ou global. Parmi les méthodes algébriques, la méthode de la formule de moyenne en puissance s'est avérée tout particulièrement efficace ; elle consiste à relier la perméabilité apparente (grande échelle) K à une puissance w via la formule: 1 '-N w 20 Kw =ùx~k . N ;_, Dans l'équation ci-dessus, quand w = -1, la moyenne en puissance se réduit à une moyenne harmonique, tandis que quand w = 1, elle devient une moyenne arithmétique. A la limite co = 0, la perméabilité apparente devient une moyenne géométrique des perméabilités locales. Cette formule suppose que la perméabilité 25 locale est isotrope et aléatoire. La perméabilité apparente d'un bloc composite est censée se trouver entre les moyennes harmonique et arithmétique. Ceci signifie que l'exposant w doit être compris entre -1 et +1. En particulier, il a été proposé de relier la perméabilité K à la puissance co via 30 la formule: w K =ùxlk N ,_, R'd3revets36000. 26046--0706_27 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06/07/07 07 - 5;2I où : Arctga r ù Arctga (voir par exemple Haas, A. and Noetinger, B. (1995) 3D Permeability Averaging for Stochastic Reservoir Modelling Constrained by Weil Tests, Reservoir Description Forum. The Heriot-Watt and Stanford University, 10-14 Sept., Puebles Hydro, UK.). Cette relation est valide dans le cadre d'un modèle de variogramme exponentiel, et lorsque le milieu est infini par rapport à l'hétérogénéité. On dispose in fine d'un grand nombre de données expérimentales pour caractériser un réservoir. Cependant l'échelle à laquelle sont obtenues les différentes données est très variable. Ainsi, on peut par exemple obtenir des valeurs de perméabilités locales, obtenues à l'échelle centimétrique sur des carottes de forage par exemple et donc caractéristiques de l'environnement immédiat du puits, et des valeurs de perméabilité globale, obtenues à grande échelle, lors de l'essai de puits par exemple. Le problème de l'intégration des nombreuses données disponibles et obtenues à des échelles différentes se pose. Il est important de pouvoir concilier ou évaluer la pertinence de différents types des données à petite échelle afin de pouvoir ensuite peupler un modèle (informatique/numérique) de réservoir. L'invention vise à résoudre ce problème. L'invention a par conséquent notamment pour but de proposer une méthode de conciliation de données d'un réservoir d'hydrocarbure et, plus généralement, une méthode d'exploitation d'un réservoir basée sur une telle méthode de conciliation de données. En tout état de causes, cette méthode doit permettre d'améliorer des outils d'aide à la décision basés sur la caractérisation de réservoirs d'hydrocarbures. In fine, cette méthode doit permettre de faciliter l'exploitation d'un réservoir d'hydrocarbure. De préférence. elle devrait aussi permettre de déterminer quelles sont les zones qui contribuent à l'écoulement dans la colonne du réservoir faisant l'objet d'une investigation. Ce but est atteint grâce à un procédé de conciliation de données de modèle de réservoir d'hydrocarbure, implémenté par ordinateur, comprenant les étapes : - de fourniture (S 10) d'un jeu de valeurs de perméabilités ky, locales du réservoir et R'. Brevetsv6000`26046--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06'07/07 - 15, 07 - 6/2 6 (S12) d'une valeur d'une perméabilité KH apparente du réservoir ; et - de calcul (S22) numérique d'une valeur d'une puissance wH, à partir d'une formule '=N de moyenne en puissance, du type KH" =ùx, liant la perméabilité KH N ,_, apparente aux perméabilités locales via la puissance WH et du jeu de valeurs de perméabilités kH, locales et de la valeur de la perméabilité KH apparente ; - de comparaison (S30) de la puissance WH calculée à une valeur de référence ; et - selon cette comparaison, de modification (S20) des valeurs fournies à l'étape de fourniture. Dans des modes de réalisation préférés, le procédé selon l'invention comprend une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : - le procédé selon l'invention comprend en outre, avant l'étape de calcul, une étape de construction d'une relation KH" = f ({kH" } l,N) à partir de la formule de r moyenne en puissance et des valeurs de perméabilités kH, locales fournies, pour le calcul (S22) numérique de la valeur de la puissance WH ; - la valeur de perméabilité KH apparente fournie est relative à direction distincte d'une direction d'un puit du réservoir, par exemple une direction perpendiculaire à la direction du puit ; - l'étape de fourniture comprend en outre la fourniture d'une valeur de corrélation spatiale LI. du réservoir selon la direction du puit, le procédé comprenant en outre une étape (le calcul d'une valeur de corrélation spatiale LH selon la direction de la perméabilité KH apparente, à partir de la puissance wH, exprimée comme une fonction des corrélations spatiales Lv, LH ; - la puissance wH est en outre fonction de l'anisotropie kv/kH pétrophysique du réservoir ; - la puissance WH s'exprime sous la forme ON = Arctga ou û Arctga a = LH x + I k . le rapport kJ /kH étant caractéristique de l'anisotropie pétrophysique ; L`, kH - le procédé selon l'invention comprend en outre une étape de calcul numérique d'une valeur d'une puissance cor, relative à une perméabilité K~- apparente verticale, R'vBrevets126000 26046ù070627 Conuliarron projet 7 final pour dépôt doc - 06:07'07 - 15 07 - 7,21 la puissance w s'exprimant sous la forme wv = a wH + b, où a et b sont des constantes ; - le procédé selon l'invention comprend une étape de changement d'échelle des valeurs de perméabilités kH, locales, basée sur la valeur de la puissance calculée ; et - le procédé selon l'invention comprend en outre une étape d'estimation d'une caractéristique du réservoir, utilisant un résultat de l'étape de changement d'échelle. L'invention concerne également un produit de programme d'ordinateur, le programme comprenant des routines pour l'exécution des étapes du procédé selon l'invention, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur. L'invention concerne encore un système informatique comprenant une mémoire contenant un programme comprenant des routines pour l'exécution des étapes du procédé selon l'invention, lorsque ledit programme est exécuté. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description détaillée qui suit des modes de réalisation de l'invention, donnés à titre d'exemple uniquement et en références aux dessins annexés, qui illustrent : - Figure 1 : un ordinogramme d'étapes d'un procédé selon un mode de réalisation de l'invention ; - Figure 2A - C : la mise en oeuvre d'un schéma d'inversion d'une formule de moyenne en puissance liant la perméabilité KH apparente aux perméabilités locales via une puissance cWH et le calcul numérique d'une valeur de cette puissance Figure 3 : une étape de diagnostic relatif à la valeur de la puissance wH calculée ; et Figures 4 - 6 : un exemple de mise en oeuvre du procédé selon 25 l'invention. L'invention concerne, dans ses grandes lignes, un procédé de conciliation de données destinées à peupler un modèle (informatique) de réservoir d'hydrocarbure. Un jeu de valeurs de perméabilités kH, locales du réservoir et une valeur d'une perméabilité KH apparente du réservoir sont fournis. Les données fournies sont 30 typiquement en très grand nombre. Il est ensuite procédé au calcul d'une valeur d'une puissance c0H, à partir d'une formule de moyenne en puissance, liant la perméabilité KH apparente aux perméabilités locales via la puissance WH et des valeurs précédentes. Recourir à un modèle analytique simplifie la gestion des nombreuses R `,Brevets. 26000`,26096--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06/07!07 - 1507 - 8'21 données locales. La formule en question est en quelques sortes détournée de son objectif initial (c'est-à-dire le calcul de la valeur apparente) et ne requiert que le calcul d'une somme des données locales, chacune de ces données étant portée à la puissance con. Le "coût informatique" est donc modeste et permet une prise en charge efficace de ces données, même en grand nombre. Typiquement, un schéma d'inversion de cette formule est établi, afin de calculer une valeur de la puissance. Ensuite, la valeur de con calculée est comparée à une valeur de référence et, en fonction de cette comparaison, les données fournies initialement sont éventuellement modifiées. Les étapes peuvent éventuellement être répétées jusqu'à l'obtention d'un jeu de données satisfaisant, c'est-à-dire un jeu de données conciliées. Ces données conciliées peuvent alors servir à modéliser un réservoir et permettre d'en estimer des caractéristiques. L'exploitation du réservoir s'en trouve, au final, facilitée. Afin de décrire l'invention plus en détails, on se réfère à présent à la figure 1, montrant un ordinogramme d'étapes du procédé selon un mode de réalisation de l'invention. L'ordinogramme fait état d'une étape S 10 de fourniture d'un jeu de valeurs de perméabilités km locales du réservoir. Ces données sont par exemple obtenues par carottage et/ou diagraphie, comme exposé plus haut. Ces données sont des données "à petite échelle", l'ordre de grandeur du volume associé est par exemple de l'ordre de 3 cm3. Il est également fourni une valeur de la perméabilité KH apparente du réservoir, telle qu'obtenue par essai de puit, comme exposé plus haut. De préférence, cette valeur de perméabilité est relative à une direction particulière, distincte d'une direction d'un puit du réservoir, par exemple la direction perpendiculaire à la direction du puit. Par ailleurs, outre des valeurs de perméabilité à petite et grande échelles, d'autres valeurs peuvent être fournies, dans un mode de réalisation. Ces autres valeurs sont par exemple les valeurs de porosité à petite échelle ainsi qu'une estimation de la valeur moyenne du rapport kt/ / kH (mesures des perméabilités verticale et horizontale), ce rapport mesurant l'anisotropie pétrophysique du réservoir. R'Bréa ets?2600026046--070627 Con aliation projet 7 final pour dépôt duc -06/07/07 - 15 07 - 9/21 Il est ensuite (étape S22) procédé au calcul numérique d'une valeur de la puissance C0H. La valeur de la puissance est calculée à partir d'une formule de moyenne en puissance, par exemple la formule de d'Alabert, soit: i =N Kwf, = ùx kwH , H N H. laquelle lie la perméabilité KH apparente aux perméabilités locales via la puissance (OH. Le calcul utilise en outre le jeu de valeurs de perméabilités kH, locales et de la valeur de la perméabilité KH apparente fournis précédemment. Contrairement à son propos initial, la formule en question ne sert pas ici à évaluer la perméabilité KH apparente mais bien à extraire une valeur de la puissance WH. Divers algorithme peuvent être envisagés pour l'extraction de la valeur de la puissance WH. En particulier, un schéma d'inversion de la formule de moyenne en puissance sera explicité plus bas. Ensuite, il est effectué une étape de comparaison (étape S30) de la puissance WH calculée à une valeur de référence au moins. Typiquement, on teste l'appartenance de la valeur de la puissance WH calculée à un intervalle. Cette étape a pour but d'établir un diagnostic de la puissance coH calculée. En particulier, la cohérence physique et géologique du modèle sous-jacent est analysée. Ceci sera détaillé plus bas. En fonction de la comparaison précédente, le jeu de données initial peut être amené à être modifié (étape S20). Ceci est par exemple le cas lorsque le modèle sous-jacent n'apparaît pas cohérent au plan physique et géologique, à l'issue de l'étape de diagnostic. La modification en question peut notamment consister à écarter des données selon un critère, par exemple un critère statistique. Cette modification peut encore, à l'extrême, consister à écarter un sous-ensemble complet de données, telles que des données issues d'une diagraphie, ou issues d'une zone de réservoir. De préférence, l'algorithme reboucle alors sur les étapes S22 et S30, jusqu'à obtention d'un diagnostic satisfaisant, à l'issue duquel le jeu modifié de données de perméabilité à petite échelle est validé (étape S40). On aboutit alors à un jeu de données conciliées, cohérentes avec la valeur de la perméabilité apparente (grande échelle) du point de vue du modèle analytique sous-jacent (c'est-à-dire la formule d'Alabert ici). RSBrevetsV26000'C6046--070627 Concl leu.. projet 7 final pour dépôt doc -06/07x07- 15 07 - 10.21 Il Ces données peuvent alors faire l'objet d'autres traitements, par exemple une étape de changement d'échelle des valeurs de perméabilités locales. Diverses techniques de changement d'échelle sont connues par ailleurs, en particulier des techniques algébriques ou numériques. Dans le cas présent, ce changement d'échelle peut s'appuyer sur la valeur de la puissance calculée. Ce changement d'échelle facilite à son tour d'autres calculs, effectués sur des tailles de mailles substantiellement supérieures aux volumes effectifs associés aux données locales. Les résultats issus de ces autres calculs permettent au final l'estimation de caractéristiques (notamment de rendement) du réservoir. L'exploitation du réservoir peut alors être basée sur de tels résultats. Les étapes décrites ci-dessus sont avantageusement réalisées au moyen d'un programme d'ordinateur (plus généralement un système informatique), lequel comprend des routines pour l'exécution desdites étapes. Parallèlement à la modification du jeu de données locales (étape S20), il convient de noter qu'en cas de diagnostic négatif, il est également parfois souhaitable de procéder à une vérification des données de puits (perméabilité apparente, zone de contribution). Le programme pourra à cet égard comporter par exemple un module d'assistance ou, tout au moins. inviter l'utilisateur à vérifier les données de puit et leur interprétation (étape S24). De préférence, l'étape de fourniture (S10, S12) comprend en outre la fourniture d'une valeur de corrélation spatiale LI du réservoir, selon la direction de puit. Cette valeur de corrélation L1 peut par exemple être fournie par l'utilisateur ou être calculée à partir des données locales fournies. Le but est de pouvoir calculer simplement une valeur de corrélation spatiale LH selon la direction de la perméabilité KH apparente, c'est-à-dire typiquement la direction horizontale. La valeur de corrélation spatiale LH est avantageusement extraite de la puissance coH, laquelle peut être exprimée comme une fonction des corrélations spatiales Ly, LH. On aboutit ainsi à un jeu de données complet en ce qui concerne la description statistique du réservoir. Ceci permet d'établir un diagnostic quant à l'hétérogénéité du réservoir. Pour ce faire, la puissance awH peut par exemple s'exprimer sous la forme: _ Arctga ~`' ~r ù Arctga' où R 'Brevets., 26000'26046--070627 Con :iliation projet 7 fluai pour dépôt duc - 06'07 07 - 15 07 - 1 V2I LH I k~. a= H , L,, kH le rapport k,,/kH étant caractéristique de l'anisotropie de perméabilité du réservoir. Le paramètre a est donc un paramètre d'anisotropie. Le rapport kvlkH exprime une valeur moyenne des données locales ; ce rapport est généralement petit (typiquement 0.01 Il convient par ailleurs de noter que le même schéma peut être implémenté en ce qui concerne la perméabilité verticale, et ce afin de concilier des données relatives à la direction du puit. Alternativement, le schéma ci-dessus, lorsqu'il est implémenté pour une direction particulière (par exemple la direction horizontale), peut avantageusement être complété pour extraire des données relatives à une autres direction. Par exemple, le procédé écrit plus haut peut en outre comprendre une étape de calcul d'une valeur d'une puissance wv, distincte de wH et relative à une perméabilité Kr apparente verticale. A cet effet, la puissance coi est avantageusement exprimée analytiquement en fonction de roll. par exemple sous la forme a), = a COH + b, où a et b sont des constantes. Les constantes a = -2 et b = 1 conviennent tout particulièrement. Le découplage des puissances coi, / (OH, permet d'appréhender plus facilement la réalité tri-dimensionnelle du réservoiret son hétérogénéité. On lui associe un découplage des perméabilité apparentes Kv / KH. La valeur calculée de wv peut par exemple servir à calculer une valeur de la perméabilité Kv apparente verticale. D'autres types de découplages peuvent cependant être envisagés. Un mode de réalisation particulier va maintenant être décrit en référence aux figures 2A - C, montrant la mise en oeuvre d'un schéma d'inversion donné de la formule de moyenne en puissance. Il est entendu que d'autres schémas peuvent cependant être envisagés par l'homme du métier. L'inversion de cette formule, liant la perméabilité KH apparente aux perméabilités locales via la puissance roll, doit permettre de calculer la valeur de la puissance W. Elle comprend par exemple deux sous étapes. La première de ces sous étapes (illustrée par les figures 2A - B) consiste à construire la relation KH = f ({k1 ' } à partir des seules données locales. Lors de la deuxième de ces R 'Brer ers 26000',20041,--070627 Conn0anon projet 7 final pour dépôt 066 - 06/07'07 -15 07 - 1221 sous étapes, une valeur de la puissance est déduite de la relation obtenue ainsi que de la valeur de la perméabilité apparente fournie (figure 2C). Plus en détails, il est tout d'abord procédé à l'élaboration de la relation K "H = f ({k H" } J à partir de la formule d'Alabert, i.e. = 1 n x k w,l H N H. Ceci est représenté graphiquement aux figures 2A et 2B. Pour ce faire, partant d'un ensemble donné de valeurs possibles de la puissance coH, on calcule pour chacune de ces valeurs (par exemple 0.05, comme sur la figure 2A), une valeur correspondante de la perméabilité apparente, via la relation ci-dessus. Une relation est alors obtenue à partir des seules données locales; il n'est donc pas fait usage ici de la valeur de la perméabilité apparente fournie à l'étape de fourniture. On obtient alors une relation "théorique". comme représenté à la figure 2B. Il est entendu que l'algorithme sous-jacent n'a pas besoin de construire effectivement la courbe, celle-ci n'étant représentée que pour faciliter la compréhension de l'invention. En pratique, cette relation peut consister en une série de valeurs de KH associée à une série de valeurs de la puissance con, ce qui peut se noter sous la forme: Kilt 1 jW K1, KH II Le cas échéant, la série de valeurs de KH à calculer peut être limitée à un intervalle donné, par exemple au voisinage de la valeur de KH fournie. Ensuite, partant de la valeur de KH fournie, on détermine une valeur de puissance associée à la plus proche valeur de KH disponible dans la série. Par exemple, lorsqu'il est déterminé que les conditions KH ù KHk Alternativement, la série de valeurs de KH peut par exemple être interpolée par un polynôme d'ordre d'autant plus bas que les données sont denses, et donc de préférence d'ordre un. La relation peut alors être localement inversée. L'étape suivante concerne le diagnostic relatif à la valeur de la puissance WH calculée. Celui-ci est à présent décrit en référence à la figure 3, illustrant un mode de 30 réalisation particulier. R Brevets 26000 26040--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc -06107-07 - 15 07 - 13.21 Deux intervalles sont représentés par des motifs distincts sur la courbe de la figure 3. Le premier représente un intervalle de valeurs acceptables au plan physique [0, 1], le second un intervalle de valeurs acceptables au plan géologique [0.5, 1]. Les valeurs des intervalles précédents concernent la composante horizontale (OH. En ce qui concerne la composante verticale coi:, il convient de considérer l'intervalle [-1, 1] pour le plan physique, et l'intervalle [-1, 0] pour le plan géologique. On valide par exemple la valeur de wH obtenue précédemment en comparant celle-ci à au moins une valeur de référence, par exemple ici la borne supérieure acceptable. Si la valeur de wH obtenue est supérieure à 1, les données de perméabilité locales et/ou apparente doivent être revues (selon le schéma proposé en référence à la figure 1). La valeur de col' obtenue peut, le cas échéant, être comparée à d'autres valeurs de référence, afin de caractériser plus avant la valeur obtenue. En particulier, il peut être testé si cette valeur est acceptable au plan géologique et physique. Dans l'exemple de la figure 3, une valeur de puissance obtenue est comprise entre 0.5 et 1. Cette valeur est donc validée à la fois au plan physique et au plan géologique. Une validation de la valeur de wH obtenue entraîne alors une validation du jeu de valeurs de perméabilité locales. Dans ce qui suit, il est présenté un exemple d'étude relative à la mise en cohérence et l'intégration de données de perméabilité à différentes échelles, en relation aux figures 4 - 6. L'hydrocarbure considéré ici est de l'huile. Les données disponibles sont les suivantes (ces données sont partiellement illustrée à la figure 4): Le puits a été perforé à trois niveaux différents du puit. Les perforations en question sont dénotées PERFO1, PERFO2 et PERFO3 sur la figure et les niveaux sont repérés en relation à l'axe z, en ordonnée. L'essai de puits réalisé a tout d'abord donné lieu à une valeur globale de la perméabilité KH apparente (ci-après KH) de 16000 Md.Ft, avec les unités usuelles. Quatre niveaux de réservoirs sont envisagés, lesquels peuvent être concerné par l'essai de puits : ces niveaux sont intitulés ANNAL, ANNA2, ANNA3 et ANNA4 sur la figure 4. La viscosité moyenne de l'huile est estimée à 4 cP (non représenté). La perméabilité a été mesurée sur le réservoir grâce à l'interprétation des diagraphies (dénommées également Weil Log). Les perméabilités kH, locales sont R 'Brecets`26000'26046--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06/0707 - 15 07 - 14/21 présentées sur la partie droite de la figure. On désigne par k la représentation comme une fonction continue de ces valeurs. Ainsi, à ce stade, on a réalisé l'étape de fourniture S 10 d'un jeu de valeurs de perméabilités locales km (ou k leur représentation par une fonction continue) et l'étape S12 d'une valeur d'une perméabilité apparente KH du réservoir. Les questions que l'on peut se poser sont les suivantes: Peut on mettre en cohérence les données de l'essai de puit avec les données locales (à petite échelle) ? Si oui, quelle est (sont) la (les) zone(s) de contribution possible(s) ? En particulier, le réservoir ANNA2 contribue t'il à l'écoulement ? Si non, quels paramètres expliquent le fait qu'il est impossible de réconcilier les données aux différentes échelles ? A l'aide d'un rnodule de visualisation des données et des connaissances que l'on a par ailleurs du réservoir, différentes hypothèses sont faites sur les zones de contribution à l'écoulement. Ces hypothèses sont dénotées A, B, C et D à la figure 5. A chacune de ces lettres correspond une amplitude caractéristique de l'hypothèse faite quant à la zone de contribution à l'écoulement de chacun des niveaux dénotés ANNAL, ANNA2, ANNA3 et ANNA4. La figure 5 illustre ces amplitudes en relation aux niveaux et perforations déjà représentés à la figure 4. L'interprétation de l'essai de puits conduit tout d'abord à une valeur de KH égale à 16000 mD.Ft. Cette interprétation est une technique usuelle connue de l'art : typiquement, on utilise la dérivée de pression. Le Log de perméabilité modélisé et fourni pour l'étude est par ailleurs utilisée comme donnée de perméabilité à petite échelle pour le calcul du coefficient de puissance. Plus en détail, on calcul (étape S22) une valeur d'une puissance coH, à partir de la formule de moyenne en puissance : 1 K7'=-xk". N On a, pour ce faire, préalablement établi une relation K" = f ({ky" } ) à partir de la formule de moyenne en puissance, comme expliqué plus haut. R'vBrev'ets\26000'26046--0"0627 Conclllaoon projet 7 final pour dépôt doc - 06/07/07 - 15 07 - 15'21 Ensuite, on compare (étape S30) la puissance cOH calculée à une valeur de référence. Dans le présent cas de figure, les hypothèses, confrontées les unes aux autres, conduisent à des scenarii invalides. En particulier, l'application de l'étape ci-dessus en utilisant les hypothèses relatives au test (KH = 16000 Md.Ft) et au Log de perméabilité ne permet pas d'obtenir un coefficient de puissance cohérent. A présent, on peut envisager diverses solutions. L'une d'elles consiste simplement à modifier les données d'entrée par une méthode brute d'essai et erreur, et répéter les étapes ci-dessus jusqu'à l'obtention de données conciliées. Alternativement, des modifications peuvent être envisagées, sur la base des connaissances de l'homme du métier. A cet égard et afin d'accélérer la convergence du processus, il convient de s'interroger sur les causes potentielles de l'échec de conciliation. Celles-ci peuvent par exemple être dues au fait que: - la valeur de KH donnée par l'essai est incorrecte ; - il existe peut être une interprétation alternative de la dérivée de pression ; - la valeur estimée de la viscosité est erronée ; - une hypothèse de zone de contribution n'a peut être pas été explorée ; - le log de perméabilité modélisé n'est pas réaliste : un nouveau log de perméabilité doit donc être modélisé ; ou - la perméabilité à l'échelle du puits (Log de perméabilité) n'est pas représentative du volume exploré par le test. Différents phénomènes ont peut être été mal identifiés (karst. fracturation, dissolution, diagenèse). Dans ce dernier cas, l'étude ne peut être poursuivie. Il convient dès lors de fixer les paramètres certains et les paramètres sensibles. Dans le cas présent, il est décidé que la zone de contribution la plus probable est l'hypothèse C, dans laquelle l'ensemble des quatre réservoirs (à l'exception de la partie basale d'ANNA4) est sollicité. De plus, des données complémentaires permettent de penser que la viscosité de l'huile est certainement plus élevée que celle préalablement estimée. La viscosité moyenne de l'huile est estimée à 4.8 cP et la valeur du KH (issu du test) est donc réévaluée à 20.000 mD.Ft. On a donc, à ce stade, effectué la modification (étape S20 décrite ci-avant) des valeurs fournies à l'étape de fourniture. R.' RrecetsCb000`2604G--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06107/07 - 15 07 - 16'21 On procède donc à la mise en cohérence des nouvelles données, en répétant les étapes du procédé selon l'invention. Cette fois-ci, un résultat cohérent n'est pas obtenu en utilisant l'hypothèse des zones de contribution, précédemment retenue (hypothèse C). En effet, dans cette hypothèse, la valeur du coefficient de puissance WH pour chacune des zones n'est pas satisfaisante (égal à 0.33 environ, ce qui n'est pas acceptable géologiquement). A ce stade, il convient de s'interroger à nouveau sur les causes potentielles de l'échec de conciliation. En supposant que les hypothèses de zones de contribution (hypothèse C) et de viscosité du fluide (4.8 cP) sont clairement établies, des données sur lesquelles il est encore possible de tester une sensibilité pour obtenir un résultat cohérent est le Log de perméabilité locale. En cette occurrence, ce dernier peut être sensiblement réduit pour permettre de caler le KH test. Par conséquent, différentes versions du Log de perméabilité vont être générées. Ceci peut par exemple être obtenue au moyen d'un module intégré au programme d'exploitation du procédé selon l'invention. Ces nouvelles versions du Log vont être utilisées comme nouvelles données de perméabilité à petite échelle. Trois versions alternatives du Log de perméabilité sont générées. Ils permettent de tester l'impact d'une diminution progressive (-10%, puis -20%, puis -30%) du Log sur la valeur du coefficient de puissance. Ces trois versions, ainsi que la version d'origine, sont représentées à la figure 6, de gauche à droite. Les trois nouvelles hypothèses de perméabilité à petite échelle (-10%, -20%, et -30%) sont fournies (étape S 10). Au terme de l'étape S22, il apparaît qu'une une diminution de 10% du Log de perméabilité conduit à un coefficient de puissance en deçà du seuil d'acceptabilité pour chacune des zones de contribution (environ 0.5), alors qu'une diminution de 30% conduit à un scénario invalide (le coefficient de puissance est supérieur à 1 dans chacune des zones). En revanche, une diminution de 20% du Log conduit à un coefficient de puissance égal à 0.85 environ, ce qui, d'un point de vue physique et géologique, est une valeur cohérente. Pour conclure, l'utilisation du procédé selon l'invention a permis, dans le présent mode de réalisation : R Bree etr 26000`26046ù070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc 06%07/07 - 15 07 - 17/21 - de faire une première confrontation des données et d'évaluer diverses possibilités; - d'identifier les causes potentielles d'impossibilité de conciliation des données; - de valider certaines hypothèses ; - de générer des versions alternatives d'un Log de perméabilité ; - de mettre en cohérence les données ; et - de déterminer le coefficient de puissance. De multiples variantes de la présente invention ont été décrites dans ce qui précède. D'autres variantes pourront être envisagées par l'homme du métier. En particulier, bien que l'invention soit décrite le plus généralement en référence à une perméabilité Ky apparente du réservoir, et une puissance cWH, la perméabilité et la puissance en question ne sont pas nécessairement relatives à une direction horizontale perpendiculaire à la direction de puits. L'invention peut par exemple notamment s'appliquer à des composantes verticales ou à des composantes moyennes. R "tBrevets' 26000`,26046--070627 Conciliation projet 7 final pour dépôt doc - 06107/07 - 15 07 - I8/2I REVENDICATIONS 1. Procédé de conciliation de données de modèle de réservoir d'hydrocarbure, implémenté par ordinateur, comprenant les étapes : - de fourniture (S10) d'un jeu de valeurs de perméabilités kH1 locales du réservoir et (S 12) d'une valeur d'une perméabilité KH apparente du réservoir ; et - de calcul (S22) numérique d'une valeur d'une puissance CO H, à partir : e_,b - d'une formule de moyenne en puissance, du type KH" _ ùx , liant la perméabilité KH apparente aux perméabilités locales via la puissance w l, ; et - du jeu de valeurs de perméabilités kH, locales et de la valeur de la perméabilité KH apparente ; - de comparaison (S30) de la puissance COH calculée à une valeur de référence ; et - selon cette comparaison, de modification (S20) des valeurs fournies à l'étape de fourniture. 2. Le procédé selon la revendication 1, comprenant en outre, avant l'étape de calcul, une étape : - de construction d'une relation Kf," = f ({k;~,' } ) à partir de la formule de moyenne en puissance et des valeurs de perméabilités k,.,; locales fournies, pour le calcul (S22) numérique de la valeur de la puissance w,,. 3. Le procédé selon la revendication 1 ou 2, dans lequel : - la valeur de perméabilité KH apparente fournie est relative à une direction distincte d'une direction d'un puit du réservoir, par exemple une direction perpendiculaire à la direction du puit. 4. Le procédé selon la revendication 3, dans lequel l'étape de fourniture comprend en outre la fourniture d'une valeur de corrélation spatiale Lr.-du réservoir selon la direction du puit, le procédé comprenant en outre une étape de : - calcul d'une valeur de corrélation spatiale LH selon la direction de la perméabilité R:'.Brevets'36000\26046-.071126 rcv nadirs irrégularité doc . 26:11:07 - I S.I 1 - 1.2Kit apparente, à partir de la puissance exprimée comme une fonction des corrélations spatiales LF•, L,.r. 5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel la puissance cou est en outre fonction de l'anisotropie kr/kH pétrophysique du réservoir. 6. Le procédé selon la revendication 5, dans lequel la puissance wrr s'exprime sous la forme: _ Arctga w~r n- - Arctga où a = x - , le rapport ki/kf- étant caractéristique de l'anisotropie 4. kif pétrophysique. 7. Le procédé selon l'une des revendications 1 à 6, comprenant en outre : - une étape de calcul numérique d'une valeur d'une puissance o.)relative à une perméabilité Ky apparente verticale, la puissance ("if, s'exprimant sous la forme w,, = awä + b, où a et b sont des constantes. 8. Le procédé selon l'une des revendications 1 à 7, comprenant en outre : - une étape de changement d'échelle des valeurs de perméabilités krr, locales, basée sur la valeur de la puissance calculée. 9. Le procédé selon la revendication 8, comprenant en outre une étape : -d'estimation d'une caractéristique du réservoir, utilisant un résultat de l'étape de changement d'échelle. 10. Un produit de programme d'ordinateur, le programme comprenant des routines pour l'exécution des étapes du procédé selon l'une des revendications I à 9, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur. 11. Un système informatique comprenant une mémoire contenant un programme comprenant des routines pour l'exécution des étapes du procédé selon l'une des 25 revendications 1 à 9, lorsque ledit programme est exécuté. R 'arevets\26000.26046--071 1 26 rev modifs irrégularité doc - 26/11/01 -18-.1 - 212