FR 3057092 A1 20180406 FR 1758584 A 20170915 2015-IPM-099785-U1-FR 1 ANALYSE GEOSTATISTIQUE DE DONNEES MICROSISMIQUES DANS LE CADRE D'UNE MODELISATION DE FRACTURE CONTEXTE [0001] La présente demande concerne des procédés et des systèmes de modélisation de réseaux de fractures de formations souterraines. [0002] Les puits de pétrole et de gaz produisent du pétrole, du gaz, et/ou des sous-produits issus de réservoirs de pétrole souterrains. Les réservoirs de pétrole, comme ceux qui contiennent du pétrole et du gaz, comprennent 10 généralement des formations rocheuses à dimensions finies, discontinues, inhomogènes, anisotropes, et non-élastiques (DIANE). Ces formations, à leur état naturel (avant tout traitement de fracturation), comprennent généralement des réseaux de fractures naturelles. Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « réseau de fractures naturelles » fait référence à l'ensemble de fractures, reliées ou 15 non, au sein d'une formation souterraine avant tout traitement de fracturation. Les fractures au sein d'un réseau de fractures naturelles peuvent avoir différentes tailles, formes et orientations. [0003] Pendant un traitement de fracturation hydraulique, les fluides sont pompés à haute pression dans une formation rocheuse par le biais d'un 20 puits de forage afin de provoquer ou de former des fractures dans les formations et d'augmenter la perméabilité et la production à partir de la formation. Les traitements de fracturation (et la production et les autres activités) peuvent provoquer le développement de modèles de fractures complexes au sein de la formation. Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « réseau de fractures complexes » fait 25 référence à l'ensemble de fractures naturelles et de fractures induites, reliées ou non, au sein d'une formation souterraine. Les réseaux de fractures complexes peuvent comprendre des fractures qui s'étendent jusqu'au puits de forage, le long de plusieurs azimuts, sur plusieurs plans différents et dans plusieurs directions, le long des discontinuités de la roche, et dans plusieurs zones d'une formation. 30 ]BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0004] Les figures suivantes sont incluses pour illustrer certains aspects des modes de réalisation, et ne doivent pas être considérées comme des modes de réalisation exclusifs. L'objet divulgué admet des modifications 35 considérables, des transformations, des combinaisons, et des équivalents de forme 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 2 et de fonction, comme le comprendra un spécialiste du domaine qui bénéficie de cette divulgation. [0005] La figure 1 est un organigramme d'un procédé qui utilise un modèle mathématique pour corréler les données microsismiques avec des cartes 5 des réseaux de fractures selon au moins certains modes de réalisation de la présente divulgation. [0006] La figure 2 est une représentation de la détermination d'un variogramme horizontal selon l'EQ. 1. [0007] La figure 3 illustre un schéma d'un exemple de système de ligne câblée qui peut utiliser les principes de la présente description. [0008] La figure 4 illustre un schéma d'un exemple de système qui comprend un puits horizontal qui peut utiliser les principes de la présente description. [0009] La figure 5 est un diagramme polaire de la semi-variance dérivée des données microsismiques à l'aide d'une analyse géostatistique. [0010] Les figures 6 et 7 sont des diagrammes de la probabilité de faille de l'azimut de pendage et de l'azimut d'attaque, respectivement, dérivée des données mesurées de l'image du trou de forage. [0011] La figure 8 est une vue agrandie du diagramme polaire de la figure 5 et de la représentation en deux dimensions de l'azimut d'attaque de la figure 7. [0012] La figure 9 est une représentation sous forme de grille géocellulaire de la carte de réseau de fractures complexes à pondération microsismique (MSW). [0013] La figure 10 illustre un plan de la carte de réseau de 25 fractures complexes MSW de la figure 9. [0014] La figure 11 est une vue alternative de la carte de réseau de fractures complexes MSW. DESCRIPTION DETAILLEE 30 [0015] La présente demande concerne des procédés et des systèmes qui utilisent des données microsismiques lors de la modélisation de réseaux de fractures de formations souterraines. [0016] Des traitements de fracturation hydraulique (également désignés ici « traitements de fracturation ») sont généralement effectués afin 35 d'induire des fractures dans une formation souterraine, et d'améliorer ainsi la 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 3 productivité d'hydrocarbures de la formation souterraine. Les pressions générées par le traitement de fracturation peuvent induire des événements sismiques de faible amplitude ou à faible énergie dans la formation souterraine, connus sous le nom de « événements microsismiques ». Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme 5 « événement microsismique » fait référence à un micro-tremblement de terre qui fait suite à une modification de la répartition des contraintes dans une formation souterraine, par exemple en réponse à des traitements de fracturation hydrauliques. Les événements microsismiques peuvent être dus, par exemple, à des glissements rocheux, des mouvements rocheux, des fractures rocheuses, ou d'autres événements 10 au sein de la formation souterraine. [0017] Les événements microsismiques peuvent être détectés par des capteurs, et les données microsismiques pertinentes peuvent être collectées en vue de leur analyse. Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « données microsismiques » fait référence aux données collectées par un ou plusieurs capteurs 15 liés aux événements microsismiques et peut comprendre des informations de localisation et de magnitude sur l'événement microsismique. Les capteurs peuvent être placés à plusieurs endroits par rapport au puits de forage, par exemple dans un puits de forage dans lequel le traitement de fracturation est effectué, dans un puits (par exemple un puits d'observation, un puits d'injection, ou un puits de production) 20 dans lequel le traitement de fracturation n'est pas effectué, mais qui est suffisamment proche du réseau de fractures afin de mesurer les événements microsismiques, à la surface de la Terre, légèrement enfouis (à moins d'environ 300 pieds) et suffisamment près du réseau de fractures afin de mesurer les événements microsismiques, et similaires. Dans certains cas, des combinaisons de placement des capteurs peuvent être utilisées. Des exemples de capteurs qui peuvent être utilisés à la surface, près de la surface, ou en fond peuvent comprendre, sans s'y limiter, les géophones, les accéléromètres, les capteurs à fibre optique, et similaires, et toute combinaison de ceux-ci. Dans certains cas, plusieurs capteurs (par exemple deux géophones ou plus ou un ou plusieurs géophones en combinaison avec un ou plusieurs accéléromètres) peuvent être utilisés dans un réseau de capteurs. [0018] Les données microsismiques peuvent être collectées en association avec un traitement de fracturation, avant que le traitement de fracturation commence, pendant le traitement de fracturation, après le traitement de 35 fracturation, ou n'importe quelle combinaison de ceux-ci. Le traitement de 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 4 fracturation peut provoquer, entre autres, la création ou l'extension d'au moins une fracture dans la formation souterraine. [0019] Les systèmes et les procédés de la présente demande corrèlent les données microsismiques avec une carte des réseaux de fractures dérivée 5 d'autres données mesurées afin d'améliorer la précision de la carte du réseau de fractures. [0020] La figure 1 est un organigramme d'un procédé qui utilise un modèle mathématique 100 pour corréler les données microsismiques 114 avec une carte du réseau de fractures selon au moins certains modes de réalisation de la 10 présente description. Le modèle mathématique 100 utilise les données de diagraphie de puits 102 collectées avant un traitement de fracturation pour modéliser un réseau de fractures naturelles d'une formation souterraine, par exemple à l'aide d'un processus stochastique, et pour produire une carte du réseau de fractures naturelles 104. Dans certains cas, d'autres analyses mathématiques et manipulations peuvent 15 être effectuées avant ou pendant la modélisation, et peuvent comprendre, sans s'y limiter, la normalisation des données de diagraphie du puits 102, l'étalonnage du modèle, le nettoyage des données des diagraphies, et similaires, et toute combinaison de ceux-ci. [0021] Les données de diagraphie du puits 102 peuvent provenir 20 d'une ou plusieurs mesures de la formation souterraine, par exemple des mesures par résonance magnétique nucléaire, des mesures par rayons gamma, des mesures photoélectriques, des mesures par neutrons, des mesures géochimiques, des mesures de résistivité, des mesures acoustiques, des mesures soniques, des mesures par imagerie de trou de forage, et similaires, et toute combinaison de celles-ci, et 25 peuvent être collectées avec des outils de mesure pendant le forage (MWD) et de diagraphie pendant le forage (LWD), des outils à ligne câblée, des outils à fibre optique, ou des combinaisons de ceux-ci. [0022] La carte du réseau de fractures naturelles 104 peut être représentée sous la forme d'une matrice en trois dimensions de la formation 30 souterraine (également désignée « grille géocellulaire »), d'une tranche en deux dimensions ou d'un effondrement topographique de la matrice en trois dimensions, d'un réseau unidimensionnel qui représente la formation souterraine, et similaires. Dans un réseau unidimensionnel, les points de données de la formation (par exemple les points de données de la grille géocellulaire) sont transformés en une matrice mathématique qui possède des valeurs d'identification de matrice qui correspondent à chacun des points de données de la grille géocellulaire. 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 5 [0023] La carte du réseau de fractures naturelles 104 peut être une carte d'une ou plusieurs propriétés ou caractérisations de la formation souterraine liées aux fractures du réseau de fractures naturelles. Des exemples de propriétés ou de caractérisations peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, la 5 probabilité de faille, les attributs de courbure, l'impédance sismique, et similaires. Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « probabilité de faille » fait référence à une probabilité qu'une faille existe à un emplacement donné. Dans certains cas, la probabilité de faille peut être signalée comme un volume de probabilité calculé à l'aide de l'algorithme de semblance orienté faille décrit par Hale (GEOPHYSICS, VOL. 10 78, NO. 2 (MARCH-APRIL 2013), P. 033-043, Methods to compute fault images, extract fault surfaces, and estima te fault throws from 3D seismic images). [0024] En association avec le traitement de fracturation de la formation souterraine, qui peut être effectué avant le traitement de fracturation, pendant le traitement de fracturation, après le traitement de fracturation, ou 15 n'importe quelle combinaison de ceux-ci, des données supplémentaires (désignées ici « données mesurées 106 ») peuvent être collectées à propos de la formation souterraine. Les données mesurées 106 peuvent provenir, par exemple, de mesures par résonance magnétique nucléaire, de mesures par rayons gamma, de mesures de densité, de mesures par neutrons, de mesures géochimiques, de mesures de 20 résistivité, de mesures acoustiques, de mesures soniques, de mesures par imagerie de trou de forage, et similaires, et toute combinaison de celles-ci, et peuvent être collectées avec des outils de surface, des outils de mesure pendant le forage (MWD)/de diagraphie pendant le forage (LWD), des outils à ligne câblée, des outils à fibre optique, ou des combinaisons de ceux-ci. 25 [0025] Le modèle mathématique 100 utilise la carte du réseau de fractures naturelles 104 et les données mesurées 106 pour modéliser un réseau de fractures complexes, par exemple à l'aide d'un processus stochastique, et pour produire une carte du réseau de fractures complexes 108 qui représente le réseau de fractures après le traitement de fracturation. Dans certains cas, d'autres analyses 30 mathématiques et manipulations peuvent être effectuées avant ou pendant la modélisation, et peuvent comprendre, sans s'y limiter, la normalisation des données mesurées 106, l'étalonnage du modèle, le nettoyage des données des diagraphies, et similaires, et toute combinaison de ceux-ci. [0026] La carte du réseau de fractures complexes 108 peut être 35 représentée comme une matrice en trois dimensions de la formation souterraine, un réseau unidimensionnel représentant la formation souterraine, et similaires, et peut 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 6 être une carte d'une ou plusieurs propriétés ou caractérisations de la formation souterraine liées aux fractures, y compris celles décrites dans le présent document et liées à la carte du réseau de fractures naturelles 104. [0027] De plus, en association avec le traitement de fracturation 5 de la formation souterraine, des données microsismiques 114 peuvent être collectées à propos de la formation souterraine à l'aide de capteurs de surface ou de capteurs de fond, comme cela est décrit précédemment. Des exemples de données microsismiques 114 peuvent comprendre, sans s'y limiter, la magnitude des événements microsismiques, la durée absolue des événements microsismiques, la 10 durée relative des événements microsismiques, le mécanisme des événements microsismiques, les rapports onde p/onde s, les rapports signal/bruit, le moment sismique, la quantité de cisaillement associée aux événements microsismiques, les tenseurs de moment microsismique, l'anisotropie de la formation, l'emplacement des événements microsismiques, et similaires, et toute combinaison de ceux-ci. De plus, 15 la pression du puits de forage, les contraintes de la formation, ou les deux peuvent être mesurées et corrélées avec les données microsismiques 114. [0028] Le modèle mathématique 100 peut ensuite appliquer une analyse géostatistique aux données microsismiques 114 afin d'identifier les directions de continuité 112 au sein des données microsismiques 114. L'analyse géostatistique 20 quantifie les directions de comportement anisotrope et de continuité au sein des données microsismiques 114 et identifie les tendances au niveau des azimuts et des plans des fractures. Plus spécifiquement, un exemple d'analyse géostatistique implique l'application d'un variogramme aux données microsismiques 114. Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « variogramme » fait référence à une 25 fonction (par exemple l'EQ. 1) de la corrélation spatiale. [0029] La figure 2 est une représentation de la détermination d'un variogramme horizontal selon l'EQ. 1. E;1=1(xi-x(i+h))2 EQ. 1 Y(h) = 2n où : y correspond à la semi-variance 30 h correspond à la distance de décalage X, correspond à la variable considérée (données microsismiques 114 pour les analyses de la présente description) en fonction de l'emplacement spatial X(,±',) correspond à la version décalée de la variable considérée 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 7 n correspond au nombre de paires séparées par la distance de décalage (h) [0030] Plus spécifiquement, la figure 2 illustre le processus de sélection des paires de points de données à utiliser pour le calcul d'un variogramme 5 (modèle spatial géostatistique). L'image est figée dans le temps à une étape afin d'illustrer le procédé. Le point X, en bas à gauche est un point de données évalué. L'objet est de trouver tous les autres points auxquels X, sera associé selon une distance et un azimut spécifiés par rapport à X,, et d'identifier l'intervalle de distance (distance de décalage (h)) dans lequel cela se produit. Une tolérance d'angle et une 10 tolérance de décalage sont prévues pour l'azimut et la distance de décalage, respectivement, afin de permettre de modestes déviations. De plus, une largeur de bande est incluse à l'angle de tolérance d'azimut afin d'empêcher la recherche de trop s'écarter de l'azimut spécifié. L'illustration identifie deux points qui seront des paires, dont l'un est étiqueté X,+h et est identifié comme se produisant dans la 15 tolérance d'azimut et dans un intervalle de décalage spécifique (décalage + tolérance) indiqué par les lignes en pointillés. Le processus est répété au niveau de chaque point de données jusqu'à ce que toutes les paires possibles soient identifiées et affectées à leur intervalle de décalage approprié. [0031] Les variogrammes issus de l'analyse géostatistique 20 peuvent être utilisés pour identifier les directions de continuité 112 au sein des données microsismiques 114, comme cela est décrit plus en détail dans les exemples. [0032] En référence à nouveau à la figure 1, dans certains cas, d'autres analyses mathématiques et manipulations peuvent être effectuées avant ou pendant l'analyse géostatistique, et peuvent comprendre, sans s'y limiter, la 25 normalisation des données microsismiques 114, la validation de l'analyse géostatistique (comme cela est décrit dans la publication de demande le brevet US n°2010/0121622), et similaires, et toute combinaison de ceux-ci. [0033] En option, les directions de continuité 112 peuvent être utilisées pour produire une carte microsismique 110 de la formation souterraine, qui 30 peut être représentée comme une matrice en trois dimensions de la formation souterraine, un réseau unidimensionnel représentant la formation souterraine, et similaires. Dans certains cas, un modèle, par exemple, qui utilise un processus stochastique, peut être utilisé lors de la production de la carte microsismique 110. [0034] Le modèle mathématique 100 corrèle ensuite les directions 35 de continuité 112 (optionnellement représentées sous la forme de la carte microsismique 110) et de la carte de réseau de fractures complexes 108, dont un 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 8 exemple figure dans les exemples. Cette corrélation interprète les plans des fractures en comparant les emplacements des directions de continuité 112 avec les emplacements des fractures (et plus spécialement des nouvelles fractures ou des fractures étendues) sur la carte du réseau de fractures complexes 108, et pondère 5 les fractures qui correspondent aux directions de continuité 112 comme présentant une plus forte probabilité de présence. Le résultat de la corrélation des directions de continuité 112 et de la carte du réseau de fractures complexes 108 est une carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique (MSW) 116. [0035] La carte du réseau de fractures complexes à pondération 10 microsismique 116 peut être représentée comme une matrice en trois dimensions de la formation souterraine, un réseau unidimensionnel représentant la formation souterraine, et similaires, et peut être une carte d'une ou plusieurs propriétés ou caractérisations de la formation souterraine liées aux fractures, y compris celles décrites dans le présent document et liées à la carte du réseau de fractures naturelles 15 104. Dans certains cas, un processus stochastique correctement adapté afin de pondérer la correspondance entre les directions de continuité 112 et la carte du réseau de fractures complexes 108 peut être utilisé pour produire la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique (MSW) 116. [0036] La carte du réseau de fractures complexes à pondération 20 microsismique 116 qui résulte du modèle mathématique 100 peut être utilisée pour une autre analyse et/ou pour la modélisation de la formation souterraine. Par exemple, la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116 peut être utilisée comme base pour estimer la production d'hydrocarbures 118 de la formation souterraine. Dans un autre exemple, la carte du réseau de fractures 25 complexes à pondération microsismique 116 peut être utilisée pour identifier un emplacement de forage d'un second puits de forage 120 dans la formation souterraine de sorte que le second puits de forage croise le réseau de fractures complexes dans la formation souterraine. Dans un autre exemple, la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116 peut être utilisée pour 30 déterminer les paramètres d'un traitement de fracturation ultérieur 122 de la formation souterraine. Dans certains cas, deux ou plus des exemples précédents peuvent être réalisés à l'aide de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116. [0037] Dans un autre exemple, qui peut être distinct de ou associé 35 à un ou plusieurs des exemples précédents, la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116 peut être utilisée en guise d'entrée du modèle 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 9 mathématique 100 à la place du réseau de fractures naturelles 104 lorsqu'un traitement de fracturation ultérieur est effectué. Ainsi, le modèle mathématique 100 peut être exécuté à nouveau, dans lequel la carte du réseau de fractures complexes 108 repose sur la carte du réseau de fractures complexes à pondération 5 microsismique 116 et sur les données mesurées 106 associées à un traitement de fracturation ultérieur afin de produire une seconde carte de réseau de fractures complexes à pondération microsismique, qui peut être utilisée pour estimer la production d'hydrocarbures de la formation souterraine, pour identifier un emplacement de forage d'un second puits de forage, pour déterminer les paramètres 10 d'un traitement de fracturation ultérieur, pour exécuter le modèle mathématique 100 à nouveau, et toute combinaison de ceux-ci. [0038] Les analyses et les procédés décrits dans le présent document peuvent être mis en oeuvre par un ensemble d'instructions qui permettent à un processeur d'exécuter le modèle mathématique 100. Dans certains cas, le 15 processeur et l'ensemble d'instructions peuvent également être utilisés pour des analyses ultérieures de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116, comme l'estimation de la production d'hydrocarbures de la formation souterraine, l'identification d'un emplacement de forage d'un second puits de forage, la détermination des paramètres d'un traitement de fracturation ultérieur, 20 l'exécution du modèle mathématique 100 à nouveau, et toute combinaison de ceux- ci. [0039] Le processeur peut être une partie d'un matériel informatique utilisé pour mettre en oeuvre les différents blocs illustratifs, modules, éléments, composants, procédés et algorithmes décrits dans le présent document. 25 Le processeur peut être configuré pour exécuter une ou plusieurs séquences d'instructions, des positions de programmation ou code stockés sur un support non transitoire lisible par ordinateur. Le processeur peut être, par exemple, un microprocesseur universel, un microcontrôleur, un processeur de signaux numériques, un circuit intégré à application spécifique, un circuit intégré prédiffusé 30 programmable, un dispositif logique programmable, un contrôleur, une machine d'état, une logique à porte, des composants discrets de matériel, un réseau neuronal artificiel, ou n'importe quelle entité appropriée de même type pouvant exécuter des calculs ou d'autres manipulations de données. Dans certains modes de réalisation, le matériel informatique peut comprendre en outre des éléments tels que, par exemple, 35 une mémoire (par exemple, une mémoire vive (RAM), une mémoire flash, une mémoire morte (ROM), une mémoire morte programmable (PROM), une mémoire 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 10 morte reprogrammable (EPROM), des registres, des disques durs, des disques amovibles, des CD-ROM, des DVD, ou n'importe quel autre dispositif ou support de stockage approprié de même type. [0040] Les séquences exécutables décrites dans le présent 5 document peuvent être implémentées avec une ou plusieurs séquences de code contenues dans une mémoire. Dans certains modes de réalisation, un tel code peut être lu dans la mémoire à partir d'un autre support lisible par une machine. L'exécution des séquences d'instructions contenues dans la mémoire peut amener un processeur à mettre en oeuvre les étapes de procédé décrites dans le présent 10 document. Un ou plusieurs processeurs dans un agencement à multi-traitement peuvent également être utilisés pour exécuter les séquences d'instructions se trouvant dans la mémoire. De plus, un circuit câblé peut être utilisé à la place ou en combinaison avec des instructions de logiciel pour implémenter divers modes de réalisation décrits dans le présent document. Par conséquent, les présents modes de 15 réalisation ne sont pas limités à une quelconque combinaison spécifique de matériel et/ou de logiciel. [0041] Tel qu'utilisé dans le présent document, le terme « support lisible par une machine » fait référence à n'importe quel support qui fournit directement ou indirectement des instructions au processeur à des fins d'exécution. 20 Un support lisible par une machine peut prendre de nombreuses formes telles que, par exemple un support non volatil, un support volatil et un support de transmission. Un support non volatil peut comprendre, par exemple, les disques optiques et magnétiques. Un support volatil peut comprendre, par exemple, une mémoire dynamique. Un support de transmission peut comprendre, par exemple, des câbles 25 coaxiaux, un fil métallique, une fibre optique, et des fils métalliques qui forment un bus. Des formes classiques de supports lisibles par une machine peuvent comprendre, par exemple, les disquettes, les disques flexibles, les disques durs, les bandes magnétiques, d'autres types de supports magnétiques, les CD-ROM, les DVD, d'autres supports optiques de même type, les cartes à perforer, les bandes de papiers 30 et les supports physiques de même type à orifices à motif, une RAM, une ROM, une PROM, une EPROM, et une EPROM flash. [0042] La figure 3 illustre un schéma d'un exemple de système de ligne câblée 300 qui peut utiliser les principes de la présente description, selon un ou plusieurs modes de réalisation. À différents moments avant, pendant ou après un 35 traitement de fracturation, les données de diagraphie 102, les données mesurées 106, et les données microsismiques 114 de la figure 1 peuvent être collectées pour 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 11 une formation souterraine 310. Dans certains cas, les outils de puits de forage qui s'étendent dans un puits de forage 304 (par exemple un train destiné à perforer la formation 310) peuvent être retirés d'un puits de forage 304 afin d'effectuer les opérations de mesure/de diagraphie. Comme cela est illustré, le système de ligne 5 câblée 300 peut comprendre un ou plusieurs outils à ligne câblée 302 qui peuvent être suspendus dans le puits de forage 304 par un câble 312. Les outils à ligne câblée 302 peuvent être reliés au câble 312. Le câble 312 peut comprendre des conducteurs destinés à acheminer de l'énergie vers les outils à ligne câblée 302 et à faciliter la communication entre la surface et les outils à ligne câblée 302. Une installation de 10 diagraphie 306, illustrée sur la figure 3 sous forme d'un camion, peut collecter les mesures provenant de l'outil à ligne câblée 302, et peut comprendre des installations de calcul 308 destinées à contrôler, à traiter, à stocker et/ou à visualiser les mesures collectées par les outils à ligne câblée 302. Les installations de calcul 308 peuvent être reliées aux outils à ligne câblée 302 à l'aide du câble 312. Dans certains cas, le 15 modèle mathématique 100 de la figure 1 peut être mis en oeuvre à l'aide des installations de calcul 308. Autrement, les mesures collectées par les outils à ligne câblée 302 peuvent être transmises (avec ou sans fil) ou fournies physiquement à des installations de calcul hors-site, où le modèle mathématique 100 de la figure 1 peut être mis en oeuvre. 20 [0043] La figure 4 illustre un schéma d'un exemple de système 400 qui peut utiliser les principes de la présente description, selon un ou plusieurs modes de réalisation. Dans le système illustré 400, un puits de forage 402 muni d'une section verticale 404 et d'une section horizontale 406 est aligné avec le tubage 408 cimenté à l'intérieur afin de supporter le puits de forage 402. Autrement, une partie 25 du puits de forage 402 peut ne pas avoir de tubage, et est désignée « trou ouvert ». Par exemple, le tubage 408 peut s'étendre depuis une surface, comme la surface de la Terre, ou depuis un point intermédiaire situé entre la surface et la formation 410. Dans le système illustré 400, un câble à fibre optique 412 s'étend le long du tubage 408. 30 [0044] Un ou plusieurs outils de puits de forage 420, par exemple un ensemble de complétion ou un perforateur, peuvent être utilisés pour préparer la section horizontale 406 en vue de l'extraction ultérieure des hydrocarbures de la formation environnante 410. Par exemple, un ensemble de complétion peut comprendre une pluralité de garnitures d'étanchéité qui isolent les différents 35 intervalles de production dans la section horizontale 406. Dans certains cas, un fluide (par exemple un fluide de stimulation, un fluide de traitement, un fluide acidifiant, 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 12 un fluide de conformité, ou toute combinaison de ceux-ci) peut être injecté dans le puits de forage 402 ou la formation environnante 410 par le biais des outils de puits de forage 420. [0045] Le système 400 comprend également un puits 5 d'observation 422 qui possède une pluralité de géophones 424 placés à l'intérieur afin de mesurer les données sismiques et/ou microsismiques. De plus, le système 400 comprend une pluralité de géophones de surface 426 destinés à mesurer les données sismiques et/ou microsismiques. [0046] Les modes de réalisation de la présente description 10 comprennent, sans s'y limiter, le mode de réalisation A, le mode de réalisation B et le mode de réalisation C. [0047] Le mode de réalisation A est un procédé comprenant : la modélisation d'un réseau de fractures complexes dans la formation souterraine avec un modèle mathématique sur la base d'une carte de réseau de fractures naturelles 15 et des données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec un traitement de fracturation de la formation souterraine afin de produire une carte de réseau de fractures complexes ; l'importation des données microsismiques collectées en association avec le traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification des directions de 20 continuité au sein des données microsismiques par le biais d'une analyse géostatistique qui fait partie du modèle mathématique ; et la corrélation des directions de continuité au sein des données microsismiques avec le réseau de fractures complexes à l'aide du modèle mathématique afin de produire a une carte de réseau de fractures complexes à pondération microsismique (MSW). 25 [0048] Le mode de réalisation B est un système comprenant : un outil de puits de forage placé le long d'un puits de forage qui s'étend dans une formation souterraine ; un support non transitoire lisible par ordinateur relié à l'outil de puits de forage afin de recevoir les données mesurées de la formation souterraine provenant de l'outil de puits de forage et collectées en association avec un traitement 30 de fracturation de la formation souterraine, et encodé avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, exécutent le procédé du mode de réalisation A. [0049] Le mode de réalisation C est un support non transitoire lisible par ordinateur encodé avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, exécutent le procédé du mode de réalisation A. 35 [0050] Les modes de réalisation A, B et C peuvent en outre comprendre un ou plusieurs des éléments suivants : Élément 1 : le procédé 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 13 comprenant en outre : la production de la carte du réseau de fractures naturelles en modélisant un réseau de fractures naturelles dans la formation souterraine avec le modèle mathématique sur la base d'une diagraphie de la formation souterraine ; élément 2 : le procédé comprenant en outre : le développement d'un paramètre 5 d'une opération de puits de forage ultérieure sur la base de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique ; élément 3 : le procédé comprenant en outre : l'identification d'un emplacement de forage d'un second puits de forage au sein du réseau de fractures complexes ; élément 4 : le procédé comprenant en outre : l'identification d'un emplacement de forage d'un second puits 10 de forage au sein du réseau de fractures complexes et le forage du second puits de forage ; élément 5 : le procédé comprenant en outre : l'estimation d'une quantité de production d'hydrocarbures sur la base de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique ; élément 6 : le procédé comprenant en outre : l'estimation d'une quantité de production d'hydrocarbures sur la base de la carte du 15 réseau de fractures complexes à pondération microsismique et la production d'hydrocarbures à partir de la formation souterraine ; élément 7 : le procédé comprenant en outre : la détermination de paramètres pour un traitement de fracturation ultérieur de la formation souterraine sur la base de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique ; élément 8 : le procédé 20 comprenant en outre : la détermination de paramètres pour un traitement de fracturation ultérieur de la formation souterraine sur la base de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique et l'exécution du traitement de fracturation ultérieur avec les paramètres ; élément 9 : le procédé comprenant en outre : la fracturation de la formation souterraine une seconde fois par le biais d'un 25 second réseau de fracturation afin de produire un second réseau de fractures complexes ; la modélisation du second réseau de fractures complexes sur la base de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique et des secondes données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec le second traitement de fracturation ; l'importation des secondes données 30 microsismiques collectées en association avec le second traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification de secondes directions de continuité au sein des secondes données microsismiques par le biais de l'analyse géostatistique ; et la corrélation des secondes directions de continuité au sein des secondes données microsismiques avec le second réseau de 35 fractures complexes à l'aide du modèle mathématique afin de produire une seconde carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique ; élément 10 : 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 14 dans lequel les données mesurées de la formation souterraine sont choisies parmi le groupe consistant en : des données sismiques, des données gravimétriques, des données magnétiques, des données magnétotelluriques, et n'importe quelle combinaison de celles-ci ; et élément 11 : dans lequel la modélisation du réseau de 5 fractures naturelles implique le calcul d'une probabilité de faille avec le modèle mathématique. Des exemples de combinaisons peuvent comprendre, sans s'y limiter : l'élément 1 en combinaison avec un ou plusieurs des éléments 2 à 11 ; les éléments 10 et 11 en combinaison et facultativement également en combinaison avec un ou plusieurs des éléments 1 à 9 ; les éléments 7 ou 8 en combinaison avec les 10 éléments 5 ou 6 ; les éléments 3 ou 4 en combinaison avec les éléments 5 ou 6 ; et similaires. [0051] Sauf indication contraire, il doit être compris que tous les nombres exprimant des quantités d'ingrédients, des propriétés telles que le poids moléculaire, des conditions réactionnelles, et ainsi de suite utilisés dans le présent 15 mémoire et les revendications associées sont modifiés dans tous les cas par le terme « environ ». Par conséquent, sauf indication contraire, les paramètres numériques indiqués dans le mémoire suivant et les revendications annexées sont des approximations qui peuvent varier en fonction des propriétés souhaitées que l'on cherche à obtenir par les modes de réalisation de la présente invention. À tout le 20 moins, et non comme une tentative de limiter l'application de la doctrine des équivalents à la portée de la revendication, chaque paramètre numérique doit au moins être interprété en fonction du nombre de chiffres significatifs indiqués et en appliquant des techniques ordinaires d'arrondi. [0052] Un ou plusieurs modes de réalisation illustratifs incorporant 25 les modes de réalisation de l'invention divulgués dans le présent document sont présentés dans le présent document. Toutes les fonctionnalités d'une implémentation physique ne sont pas décrites ou présentés dans la présente demande pour des raisons de clarté. Il est entendu que lors du développement d'un mode de réalisation physique incorporant les modes de réalisation de la présente invention, de 30 nombreuses décisions spécifiques d'une implémentation peuvent être prises pour atteindre l'objectif du développeur, telles que le respect des contraintes associées à un système, associées à une entreprise, associées à un gouvernement, entre autres, qui varient selon l'implémentation et de temps en temps. Bien que les efforts d'un développeur puissent prendre du temps, de tels efforts seraient néanmoins une 35 entreprise de routine pour les spécialistes du domaine et bénéficiant de la présente divulgation. 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 15 [0053] Bien que des compositions et des procédés soient décrits dans le présent document en termes de « comprenant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent également « consister essentiellement en » ou « consister en » les divers composants et étapes. 5 [0054] Afin de mieux comprendre les modes de réalisation de la présente invention, les exemples suivants de modes de réalisation préférés ou représentatifs sont donnés. Il ne doit être interprété en aucune manière que les exemples suivants limitent ou définissent la portée de l'invention. 10 EXEMPLES [0055] Des données ont été collectées pour une formation souterraine dans le bassin Permien, y compris les données de diagraphie 102, les données mesurées 106 (image de trou de forage), et les données microsismiques 114 (la magnitude des événements microsismiques) de la figure 1. Ce qui suit décrit 15 plus en détail quelques-unes des analyses et des corrélations de données effectuées par le modèle mathématique 100. [0056] La figure 5 est un diagramme polaire de la semi-variance (y) dérivée des données microsismiques à l'aide d'une analyse géostatistique, et plus spécifiquement en appliquant l'EQ. 1 aux 360° de données microsismiques 114 20 collectées. Le diagramme polaire contient deux zones à semi-variance élevée qui se trouvent généralement à 45° et 230° et qui sont entourées par les flèches pleines superposées sur le graphique. Le diagramme polaire présente également une ligne de semi-variance moins marquée qui s'étend entre 150° et 330°. Ces zones ou lignes de semi-variance plus élevée peuvent indiquer les directions de continuité 112 au 25 sein des données microsismiques 114 décrites sur la figure 1. [0057] Les données mesurées de l'image de puits de forage 106 ont été utilisées pour dériver la probabilité de faille de l'azimut de pendage et de l'azimut de pendage et de l'azimut d'attaque, qui sont illustrés sur les figures 6 et 7. La probabilité de faille de l'azimut de pendage et de l'azimut d'attaque fournit des 30 indications sur l'emplacement des fractures au sein du réseau de fractures. Plus spécifiquement, le terme « azimut de pendage » correspond à l'angle d'inclinaison et à la direction de quadrant perpendiculaire à « l'azimut d'attaque », qui est la ligne horizontale sur le plan structurel (ou fracture). Les diagrammes des figures 6 et 7 illustrent le fait que les données mesures de l'image du trou de forage 106 indiquent 35 que les fractures peuvent se situer à 30°, 70°, 220° et 255°. 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 16 [0058] La figure 8 est une vue agrandie du diagramme polaire de la figure 5 dérivé des données microsismiques 114 et de la représentation en deux dimensions de l'azimut d'attaque de la figure 7 dérivé des données mesurées de l'image du trou de forage 106. Le diagramme polaire est recouvert d'ovales qui 5 indiquent les directions de continuité identifiées par l'analyse géostatistique, qui, comme cela est indiqué par les flèches superposées, est corrélée avec les données d'azimut d'attaque dérivées des données mesurées de l'image du trou de forage 106. Par conséquent, les fractures modélisées qui s'étendent dans ces directions corrélées sont plus probables que les fractures qui ne présentent pas de corrélation entre les 10 données mesurées 106 et les données microsismiques 114. [0059] Le modèle mathématique 100 décrit dans le présent document a ensuite été utilisé pour simuler ou produire une carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116, les corrélations décrites sur la figure 8 étant pondérées comme ayant une probabilité plus élevée de présence 15 d'une fracture. La figure 9 est une représentation sous forme de grille géocellulaire de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116, et la figure 10 est un plan de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116 de la figure 9. Sur la figure 10, les zones dans lesquelles les fractures sont les plus probables sont recouvertes d'ovales. Notez que les directions 20 des ovales sont similaires, ce qui indique que la fracture peut s'étendre dans cette direction. La figure 11 est une vue alternative de la représentation sous forme de grille géocellulaire de la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116 sur laquelle le fond ou les emplacements de fractures improbables sont supprimés afin d'illustrer les plans de fractures probables de façon à mieux voir 25 sur une vue en trois dimensions la probabilité de fracture sur la carte du réseau de fractures complexes à pondération microsismique 116. La figure 11 illustre également l'emplacement des événements microsismiques, qui est fortement corrélé à l'emplacement et à la direction de la fracture la plus probable sur cette vue. [0060] La carte du réseau de fractures complexes à pondération 30 microsismique 116 peut ensuite être utilisée pour estimer la production d'hydrocarbures de la formation souterraine, pour identifier un emplacement de forage d'un second puits de forage, pour déterminer les paramètres d'un traitement de fracturation ultérieur, pour exécuter le modèle mathématique 100 à nouveau, et toute combinaison de ceux-ci. 35 [0061] Par conséquent, la présente invention est bien adaptée pour atteindre les fins et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui sont inhérents 3057092 17 ici. les modes de réalisation particuliers divulgués ci-dessus sont uniquement illustratifs, étant donné que la présente invention peut être modifiée et pratiquée de manières différentes mais équivalentes évidentes pour un spécialiste du domaine et qui bénéficie des présents enseignements. De plus, aucune limitation n'est prévue 5 aux détails de construction ou de conception décrits ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci-dessous. Il est par conséquent évident que les modes de réalisation illustratifs particuliers divulgués plus haut peuvent être altérés, combinés, ou modifiés et toutes variations sont considérées dans le cadre et dans l'esprit de la présente invention. L'invention divulguée de manière illustrative dans 10 le présent document peut être mise en pratique de manière appropriée en l'absence de tout élément qui n'est pas spécifiquement divulgué dans le présent document et/ou de tout élément facultatif divulgué dans le présent document. Bien que des compositions et des procédés soient décrits en termes de « comprenant », « contenant », ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et les 15 procédés peuvent également « consister essentiellement en » ou « consister en » divers composants et étapes. Tous nombres et plages divulgués plus haut peuvent varier d'une certaine quantité. Chaque fois qu'une plage numérique avec une limite inférieure et une limite supérieure est divulguée, tout nombre et toute plage incluse entrant dans la plage sont spécifiquement divulgués. En particulier, chaque plage 20 de valeurs (de la forme, « d'environ a à environ b » ou, de façon équivalente, « d'approximativement a à b » ou, de façon équivalente, « d'approximativement ab ») divulguée dans le présent document est à considérer comme indiquant tous nombres et plages englobés à l'intérieur de la plus large plage de valeurs. REVENDICATIONS1. Procédé comprenant : la modélisation d'un réseau de fractures complexes à l'intérieur de la 5 formation souterraine avec un modèle mathématique sur la base d'une carte de réseau de fractures naturelles et de données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec un traitement de fracturation de la formation souterraine pour produire une carte de réseau de fractures complexes ; l'importation de données microsismiques collectées en association 10 avec le traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification de directions de continuité dans les données microsismiques via une analyse géostatistique qui fait partie du modèle mathématique ; et 15 la corrélation des directions de continuité dans les données microsismiques au réseau de fractures complexes avec le modèle mathématique pour produire une carte de réseau de fractures complexes à pondération microsismique (MSW). 20 2. Procédé selon la revendication 1 comprenant en outre : la production de la carte de réseau de fractures naturelles par modélisation d'un réseau de fractures naturelles à l'intérieur de la formation souterraine avec le modèle mathématique sur la base d'une diagraphie de puits de la formation souterraine. 25 3. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : le développement d'un paramètre d'une opération de forage de puits subséquente sur la base de la carte de réseau de fractures complexes MSW. 30 4. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : l'identification d'un emplacement pour le forage d'un deuxième puits de forage dans le réseau de fractures complexes. 5. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : 35 l'estimation d'une quantité de production d'hydrocarbure sur la base de la carte de réseau de fractures complexes MSW. 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 19 6. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la détermination de paramètres pour un traitement de fracturation subséquent de la formation souterraine sur la base de la carte de réseau de fractures 5 complexes MSW. 7. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la fracturation de la formation souterraine une deuxième fois via un deuxième réseau de fracturation pour produire un deuxième réseau de fractures 10 complexes ; la modélisation du deuxième réseau de fractures complexes sur la base de la carte de réseau de fractures complexes MSW et de deuxièmes données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec le deuxième traitement de fracturation ; 15 l'importation de deuxièmes données microsismiques collectées en association avec le deuxième traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification de deuxièmes directions de continuité dans les deuxièmes données microsismiques via l'analyse géostatistique ; et 20 la corrélation des deuxièmes directions de continuité dans les deuxièmes données microsismiques au deuxième réseau de fractures complexes avec le modèle mathématique pour produire une deuxième carte de réseau de fractures complexes MSW. 25 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel les données mesurées de la formation souterraine sont sélectionnées dans le groupe constitué de : données sismiques, données gravimétriques, données magnétiques, données magnétotelluriques, et toute combinaison de celles-ci. 30 9. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la modélisation du réseau de fractures naturelles implique le calcul d'une probabilité de faille avec le modèle mathématique. 10. Système comprenant : 35 un outil de puits de forage placé le long d'un puits de forage s'étendant dans une formation souterraine ; 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 20 un support lisible par ordinateur non transitoire couplé à l'outil de puits de forage pour recevoir des données mesurées de la formation souterraine de l'outil de puits de forage collectées en association avec un traitement de fracturation de la formation souterraine et codées avec des instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent un procédé comprenant : la modélisation d'un réseau de fractures complexes à l'intérieur de la formation souterraine avec un modèle mathématique sur la base d'une carte de réseau de fractures naturelles et de données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec un traitement de fracturation de la formation souterraine pour produire une carte de réseau de fractures complexes ; l'importation de données microsismiques collectées en association avec le traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification de directions de continuité dans les données 15 microsismiques via une analyse géostatistique qui fait partie du modèle mathématique ; et la corrélation des directions de continuité dans les données microsismiques au réseau de fractures complexes avec le modèle mathématique pour produire une carte de réseau de fractures complexes à pondération 20 microsismique (MSW). 11. Système selon la revendication 10, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent le procédé qui comprend en outre : la production de la carte de réseau de fractures naturelles par 25 modélisation d'un réseau de fractures naturelles à l'intérieur de la formation souterraine avec le modèle mathématique sur la base d'une diagraphie de puits de la formation souterraine. 12. Système selon la revendication 10, dans lequel les instructions 30 qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent le procédé qui comprend en outre au moins un parmi : le développement d'un paramètre d'une opération de forage de puits subséquente sur la base de la carte de réseau de fractures complexes MSW ; et l'estimation d'une quantité de production d'hydrocarbure sur la base 35 de la carte de réseau de fractures complexes MSW. 3057092 2015-IPM-099785-U1-FR 21 13. Système selon la revendication 10, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent le procédé qui comprend en outre : l'identification d'un emplacement pour le forage d'un deuxième puits de forage dans le réseau de fractures complexes. 5 14. Système selon la revendication 10, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent le procédé qui comprend en outre : la détermination de paramètres pour un traitement de fracturation subséquent de la formation souterraine sur la base de la carte de réseau de fractures 10 complexes MSW. 15. Système selon la revendication 10, dans lequel les instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées, réalisent le procédé qui comprend en outre : la fracturation de la formation souterraine une deuxième fois via un 15 deuxième réseau de fracturation pour produire un deuxième réseau de fractures complexes ; la modélisation du deuxième réseau de fractures complexes sur la base de la carte de réseau de fractures complexes MSW et de deuxièmes données mesurées de la formation souterraine collectées en association avec le deuxième 20 traitement de fracturation ; l'importation de deuxièmes données microsismiques collectées en association avec le deuxième traitement de fracturation de la formation souterraine dans le modèle mathématique ; l'identification de deuxièmes directions de continuité dans les 25 deuxièmes données microsismiques via l'analyse géostatistique ; et la corrélation des deuxièmes directions de continuité dans les deuxièmes données microsismiques au deuxième réseau de fractures complexes avec le modèle mathématique pour produire une deuxième carte de réseau de fractures complexes MSW. 30