FR 3081056 A1 20191115 FR 1902420 A 20190308 Description Titre de l'invention : SYSTÈME ET PROCÉDÉ POUR L'APPLICATION DE CONTRAINTES DE PROPRIÉTÉ ÉLASTIQUES À LA MODÉLISATION DE RÉSERVOIR PÉTRO- ÉLASTIQUE DE SURFACE SOUTERRAINE Domaine technique [0001] Les modes de réalisation décrits ici concernent généralement la modélisation de réservoir de surface souterraine et, plus particulièrement, des procédés d'application de contraintes de propriétés élastiques pour modéliser une répartition de pseudocomposants. CONTEXTE DE L'INVENTION [0002] Les hydrocarbures, tels que le pétrole et le gaz, sont généralement obtenus à partir de formations souterraines qui peuvent être situées sur terre ou offshore. Le développement des opérations et des processus souterrains impliqués dans l'extraction des hydrocarbures d'une formation souterraine est complexe. En général, les opérations souterraines impliquent un certain nombre d'étapes différentes, telles que, par exemple, la sélection d'un emplacement pour un puits de forage et/ou dans une formation souterraine, des paramètres de planification du forage et du traitement du puits de forage, le forage du puits de forage à l'emplacement sélectionné, le traitement du puits de forage afin d'optimiser la production d'hydrocarbures et d'effectuer les étapes nécessaires à la production et au traitement des hydrocarbures à partir de la formation souterraine. La sélection de l'emplacement du puits de forage et les paramètres de planification pour le forage et le traitement du puits de forage peuvent être effectués sur la base d'un modèle d'un réservoir de surface souterraine correspondant. [0003] Cependant, il peut exister une incertitude ou une indisponibilité des données et des informations recherchées, notamment des propriétés géologiques, pétrophysiques, hydrauliques, élastiques et des caractéristiques de dépôt. Les sources de ces informations peuvent inclure l'analyse des affleurements, les données de base, les relevés sismiques et l'analyse de la diagraphie des puits. [0004] Les propriétés élastiques du réservoir de puits sont particulièrement intéressantes. La détermination des propriétés élastiques peut être illusoire sans informations détaillées sur la lithologie du réservoir. Cependant, ces informations détaillées sont difficiles à obtenir. [0005] La capacité à déterminer les propriétés élastiques d'un réservoir de puits est di- rectement liée à l'extraction des hydrocarbures des formations souterraines du réservoir de puits, ce qui est particulièrement difficile lorsque l'on ne dispose que de données 2 limitées sur les formations souterraines. En conséquence, on continue de s'intéresser au développement d'une modélisation améliorée du réservoir capable de compenser les informations non disponibles afin de fournir des informations sur les propriétés élastiques du réservoir de puits. BRÈVE DESCRIPTION DES DIFFÉRENTES VUES DES FIGURES [0006] Pour une compréhension plus complète des modes de réalisation décrits, et pour connaître d'autres avantages de ces derniers, on se référera maintenant à la description suivante, prise conjointement avec les dessins annexés, dans lesquels : [0007] [fig.1] est un schéma de principe d'un exemple de système de modélisation de réservoir, conformément à des modes de réalisation de la présente invention ; [0008] [fig.2A] est un schéma qui illustre un exemple de système de profilage sismique vertical (VSP) à détection acoustique répartie (DAS) à base de fibre optique déployé dans un puits de forage selon les modes de réalisation décrits ; [0009] [fig.2B] est un schéma qui illustre un exemple d'environnement de diagraphie filaire ; [0010] [fig.3] est un schéma de principe illustrant un exemple de système de traitement in- formatique, conformément à des modes de réalisation de la présente invention ; [0011] [fig.4] est un organigramme illustrant un exemple de procédé mis en oeuvre par un exemple de module d'optimisation du système de modélisation de réservoir, conformément à des modes de réalisation de la présente invention ; et [0012] [fig.5] est un organigramme illustrant un exemple de procédé mis en oeuvre par un exemple de module de distribution du système de modélisation de réservoir, conformément à des modes de réalisation de la présente invention. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION DÉCRITS [0013] La description qui suit est présentée pour permettre à l'homme du métier de réaliser et d'utiliser l'invention. Diverses modifications apparaîtront facilement à l'homme du métier et les principes généraux décrits ici peuvent être appliqués à des modes de réalisation et à des applications autres que ceux détaillés ci-dessous sans s'écarter de l'esprit et de la portée des modes de réalisation décrits tels que définis ici. Les modes de réalisation décrits ne sont pas destinés à être limités aux modes de réalisation particuliers représentés, mais doivent se voir accorder la portée la plus large compatible avec les principes et caractéristiques décrits ici. [0014] Les termes « couple » ou « couplé » tels qu'utilisés ici signifient une connexion directe ou indirecte. Ainsi, si un premier appareil est couplé à un second appareil, cette connexion peut être établie via une connexion directe, ou via une connexion électrique ou mécanique indirecte via d'autres appareils et connexions. Le terme « haut de puits » tel qu'utilisé dans les présentes désigne le long d'un train de forage ou un trou d'une extrémité distale vers la surface, et « fond de puits » ou « bas de puits » tel qu'utilisé ici désigne le long du train de forage ou le trou de la surface vers l'extrémité distale. 3 [0015] On comprendra que le terme « équipement de forage de puits de pétrole » n'est pas destiné à limiter l'utilisation de l'équipement et des processus décrits dans ces termes au forage d'un puits de pétrole. Les termes englobent également le forage de puits de gaz naturel ou de puits d'hydrocarbures en général. En outre, ces puits peuvent être utilisés pour la production, la surveillance ou l'injection dans le cadre de la récupération d'hydrocarbures ou d'autres matériaux provenant d'une surface souterraine. Cela pourrait également inclure des puits géothermiques destinés à fournir une source d'énergie thermique au lieu d'hydrocarbures. [0016] Comme le comprendra l'homme du métier, des aspects de la présente invention peuvent être mis en oeuvre sous la forme d'un système, d'un procédé ou d'un programme informatique. En conséquence, certains aspects de la présente invention peuvent prendre la forme d'un mode de réalisation entièrement matériel, d'un mode entièrement logiciel (y compris un micrologiciel, un logiciel résident, un microcode, etc.) ou d'un ou plusieurs modes de réalisation combinant des aspects logiciel et matériel qui peuvent tous être généralement appelés ici « circuit », « module » ou « système ». En outre, des aspects de la présente description peuvent prendre la forme d'un programme informatique incorporé dans un ou plusieurs supports lisibles par ordinateur ayant un code de programme lisible par ordinateur incorporé sur celui-ci. [0017] Pour les besoins de la présente invention, un système de traitement d'informations peut comprendre tout instrument ou ensemble d'instruments utilisables pour calculer, classer, traiter, transmettre, recevoir, récupérer, créer, commuter, enregistrer, afficher, manifester, détecter, enregistrer, reproduire, manipuler, ou utiliser toute forme d'information, de renseignement ou de données à des fins commerciales, scientifiques, de contrôle ou autres. Des exemples de systèmes informatiques, d'environnements et/ ou de configurations bien connus pouvant convenir pour être utilisés avec le système de traitement de l'information comprennent, sans toutefois s'y limiter, des systèmes informatiques personnels, des systèmes informatiques serveurs, des clients légers, des clients lourds, des ordinateurs de poche ou des ordinateurs portables, des systèmes multiprocesseurs, des systèmes à microprocesseur, des décodeurs, des appareils électroniques grand public programmables, des PC en réseau, des systèmes pour miniordinateurs, des systèmes informatiques centraux et des environnements de traitement de données répartis incluant tout système ou périphérique mentionné ci-deessus, ou tout autre périphérique approprié dont la taille, la forme, les performances, la fonctionnalité et le prix peuvent varier. [0018] Le système de traitement d'informations peut inclure une variété de supports lisibles par un système informatique. Ce support peut être tout support disponible accessible par le système de traitement de l'information et comprend à la fois des supports volatils et non volatils, des supports amovibles et non amovibles. Le système de traitement 4 d'informations peut comprendre un support lisible par le système informatique sous la forme d'une mémoire volatile, telle qu'une mémoire vive (RAM) et/ou une mémoire cache. Le système de traitement d'informations peut en outre inclure d'autres supports de stockage de système informatique amovibles/non amovibles, volatiles/non volatiles, une ou plusieurs ressources de traitement telles qu'une unité de traitement centrale (« UC ») ou une logique de commande matérielle ou logicielle, et/ou ROM. Des composants supplémentaires du système de traitement de l'information peuvent inclure un ou plusieurs ports réseau pour la communication avec des périphériques externes, ainsi que divers périphériques d'entrée et de sortie (« E/S »), tels qu'un clavier, une souris et un affichage vidéo. [0019] Le système de traitement d'informations peut également comprendre un ou plusieurs bus pouvant transmettre des communications entre les divers composants matériels. Un premier dispositif peut être couplé de manière communicative à un second dispositif s'il est connecté au second dispositif via un réseau de communication filaire ou sans fil qui permet la transmission d'informations. [0020] Sauf définition contraire, tous les termes techniques et scientifiques utilisés ici ont la même signification que celle généralement comprise par l'homme du métier auquel cette invention se rapporte. Bien que tous les procédés et matériaux similaires ou équivalents à ceux décrits ici puissent également être utilisés dans la pratique ou pour les essais de la présente invention, des procédés et des matériaux donnés à titre d'exemple vont maintenant être décrits. [0021] Il convient de noter que, telles qu'utilisées ici et dans les revendications annexées, les formes singulières « un », « une » et « le » « la » incluent leurs formes au pluriel, à moins que le contexte n'indique expressément le contraire. Ainsi, par exemple, la référence à « un stimulus » inclut une pluralité de tels stimuli et une référence « au signal » inclut une référence à un ou plusieurs signaux et leurs équivalents connus de l'homme du métier, etc. Il est à noter que les modes de réalisation de cette invention, décrits ci-dessous, sont mis en oeuvre en utilisant un algorithme logiciel, un programme ou un code pouvant résider sur un support utilisable par ordinateur pour permettre l'exécution sur une machine comportant un processeur d'ordinateur. La machine peut inclure une mémoire de stockage configurée pour fournir une sortie à partir de l'exécution de l'algorithme ou du programme informatique. [0022] Tel qu'utilisé ici, le terme « logiciel » est synonyme de toute logique, code ou programme pouvant être exécuté par un processeur d'un ordinateur hôte, que l'implémentation soit matérielle, micrologicielle ou sous forme de logiciel. disponible sur un disque, une mémoire, un périphérique de stockage ou à télécharger depuis un ordinateur distant. Les modes de réalisation décrits ici incluent un tel logiciel pour mettre en oeuvre les équations, les relations et les algorithmes décrits ci-dessus. L'homme du métier appréciera d'autres caractéristiques et avantages de l'invention sur la base des modes de réalisation décrits ci-dessus. En conséquence, l'invention ne doit pas être limitée à ce qui a été montré et décrit en particulier, sauf indication contraire dans les revendications annexées. [0023] On se référera maintenant aux dessins, dans lesquels des numéros de référence identiques identifient des caractéristiques structurelles ou des aspects similaires de l'objet de la description. À des fins d'explication et d'illustration, et non de limitation, un schéma fonctionnel d'un exemple de mode de réalisation d'un système de modélisation de réservoir destiné à modéliser une distribution de pseudo-composants d'une surface souterraine d'un réservoir conformément à l'invention est représenté à la Fig. 1 et est désigné généralement par le caractère de référence 100. Des modes de réalisation d'aspects du système de modélisation de réservoir 100 selon l'invention sont fournis sur les Fig. 2A à Fig. 5, comme cela sera décrit. [0024] En référence à la Fig. 1, le système de modélisation de réservoir 100 comprend un module d'optimisation méta-heuristique contraint 140 (également appelé module d'optimisation 140) destiné à fournir une distribution de pseudo-composants élastiques d'une formation souterraine dans laquelle est formé un réservoir. Le module d'optimisation 140 reçoit des données d'entrée 102, comprenant au moins une des données regroupées 110, un ou plusieurs réseaux d'impédances acoustiques ou élastiques en entrée 120 et des données modélisées 130. L'optimisation 140 effectue des opérations d'optimisation méta-heuristiques sous contrainte sur les données d'entrée pour produire une répartition de pseudo-composants 180 afin de caractériser des concentrations volumétriques de lithologies dans un volume de commande de la formation souterraine. Un module de répartition 190 peut fonctionner sur la répartition de pseudo composants, par exemple pour appliquer la répartition de pseudo composants à des applications, par exemple pour la simulation d'une excavation de pré-support et/ou d'une optimisation de la localisation de puits, comme décrit plus en détail en relation avec la Fig. 5. Le volume de contrôle est une abstraction mathématique qui peut être utilisée pour créer un modèle mathématique de la formation souterraine. [0025] Les données regroupées 110 reposent sur une analyse des données de diagraphie de puits 112. Les données de diagraphie de puits 112 comprennent des mesures qui fournissent une évaluation de la formation rocheuse souterraine à proximité d'un puits de forage et de son contenu en fluide. Les mesures, qui peuvent être à trou ouvert et/ou à trou tubé, peuvent être obtenues à l'aide de capteurs ou de récepteurs placés à différents endroits sur la longueur du puits de forage. Les données de diagraphie de puits 112 peuvent refléter des caractéristiques découlant de phénomènes naturels (ou spontanés), ainsi que celles découlant de phénomènes induits. Les phénomènes 6 naturels peuvent inclure, par exemple, la radioactivité gamma naturelle, le potentiel spontané et la température de formation. Les phénomènes induits peuvent inclure, par exemple, des mesures électriques obtenues en réponse à l'émission dans le puits de forage d'un signal électrique, des mesures nucléaires obtenues en réponse à l'irradiation de la formation souterraine par des rayons gamma ou des neutrons, le diamètre de trou du puits de forage, l'inclinaison du trou et/ou des mesures acoustiques (acquisition sismique ou diagraphie sonique obtenue en réponse à un signal acoustique émis dans la formation. [0026] Le module d'analyse des propriétés élastiques et de la lithologie (EP & L) 114 analyse les données de diagraphie de puits 112 pour déterminer les lithologies et les propriétés élastiques des données de diagraphie de puits 112. Plus particulièrement, les données de diagraphie de puits 112 incluent les propriétés élastiques et pétrophysiques qui ont été mesurées. Sur la base de la plage de valeurs mesurées, les types de lithologies peuvent être déterminés. Par exemple, les données de diagraphie de puits 112 peuvent être utilisées pour détecter la présence de sable, de schiste argileux, de dolomite, etc. La fonction de regroupement EP & L 116 applique un algorithme de regroupement (ou un tracé dans un tracé croisé) pour détecter des regroupements de lithologies dans les données de diagraphie de puits 112 en regroupant les données de diagraphie de puits 112 sur la base de ses propriétés élastiques. Des exemples d'algorithmes de regroupement incluent le partitionnement de la matrice de voisins riches (comme décrit dans la publication de brevet US numéro 20170323036 cédés en commun, incorporée ici), le regroupement hiérarchique, le regroupement basé sur un centroïde et le regroupement basé sur la densité. [0027] Les lithologies regroupées, également appelées pseudo-composants, sont produites en tant que données regroupées 110. Classiquement, les lithologies sont regroupées en fonction de la porosité et/ou de la perméabilité. Cependant, les lithologies qui ont des valeurs de porosité et/ou de perméabilité similaires peuvent présenter des propriétés élastiques différentes. En conséquence, le rassemblement des données de diagraphie de puits 112 sur la base de leurs propriétés élastiques en groupes peut avoir pour résultat que des lithologies ayant une porosité et/ou une perméabilité similaires soient regroupées en différents pseudo-composants en fonction de leurs propriétés élastiques. Le regroupement peut utiliser des informations sur le module de cisaillement et/ou le module de compressibilité. Le module de cisaillement est défini comme le rapport contrainte de cisaillement - déformation de cisaillement. Le module de masse est défini comme une mesure de la résistance à la compressibilité, qui peut être mesurée comme le rapport entre une augmentation de pression infinitésimale et une diminution de volume relative résultante. [0028] Les mesures du module de cisaillement et du module de compressibilité peuvent être 7 obtenues par des essais de laboratoire mécaniques ; toutefois, dans les modes de réalisation, ces propriétés sont basées sur des descriptions référencées de la lithologie, qui sont calculées en pseudo-composantes pour confirmer la description lithologique in situ d'un bloc de grille d'une grille tridimensionnelle. Les informations sur le module de cisaillement ou le module de compressibilité dans ce cas peuvent être utilisées pour contraindre le processus d'optimisation s'il est disponible. Si ces données ne sont pas disponibles, les pseudo-composants peuvent être déterminés de manière stochastique. Le module de cisaillement ou de compressibilité peut être saturé, ce qui signifie qu'il est rempli de fluides de formation. [0029] Les réseaux d'impédances acoustiques ou élastiques d'entrée 120 sont basés sur des données de relevé sismique 122 obtenues par un relevé sismique. Le relevé sismique peut être effectué en utilisant une ou plusieurs sources sismiques qui appliquent des stimulations acoustiques à différents endroits de la surface d'une formation, et une pluralité de récepteurs sismiques qui détectent les ondes sismiques réfléchies. La ou les sources sismiques peuvent être fournies, par exemple, à la surface d'une formation souterraine ou, pour les applications offshore, dans les eaux situées au-dessus d'une formation souterraine. Ces sources sismiques peuvent être, par exemple, des sources ponctuelles qui appliquent une énergie sismique, qui peuvent être des ondes P (compression) et/ou S (cisaillement). Les récepteurs sismiques peuvent être installés à différents emplacements de la surface d'une formation souterraine ou, pour les applications offshore, à différents emplacements dans l'eau située au-dessus d'une formation souterraine et/ou à différentes profondeurs sur la longueur d'un puits de forage formé dans la formation souterraine. Les données de relevé sismique 122 peuvent ainsi fournir des informations tridimensionnelles sur la formation en cours d'étude. Les relevés sismiques effectués à différents moments donnent des informations en quatre dimensions. [0030] Les données de relevé sismique 122 émises par les récepteurs sont traitées par une fonction d'impédance acoustique ou élastique 124 afin de déterminer l'impédance acoustique ou l'impédance élastique. L'impédance acoustique ou élastique représente le produit de la densité et de la vitesse sismique, qui varie d'une couche de roche à l'autre. La différence d'impédance (désignant l'impédance acoustique ou élastique, sauf indication contraire) entre les couches de roche affecte un coefficient de réflexion. L'impédance élastique est obtenue en acquérant des données sismiques d'angles d'incidence non nuls. L'impédance acoustique représente l'impédance élastique à un angle d'incidence de zéro degré. La fonction d'impédance acoustique ou élastique 124 peut appliquer une inversion sismique et/ou une interprétation aux données de relevé sismique 122 pour calculer l'impédance de la formation souterraine. L'inversion sismique est un processus de transformation des données du relevé sismique 122 en 8 une description quantitative des propriétés d'un gisement d'un réservoir par un processus de déconvolution. L'inversion sismique, qui peut être utilisée pour relier les données de relevé sismique 122 à une propriété de formation rocheuse, peut être effectuée avant ou après l'empilement, et peut être déterministe, aléatoire ou géostatistique. [0031] Les réseaux d'impédance acoustique ou élastique d'entrée 120 comprennent des données qui caractérisent l'impédance d'une formation souterraine d'intérêt. Chaque réseau d'impédance acoustique ou élastique d'entrée 120 peut être décrit comme une grille multidimensionnelle d'impédances acoustiques ou élastiques qui correspond aux dimensions spatiales de la formation et/ou à une dimension temporelle. Chaque bloc de la grille est décrit par une valeur unique de propriété de roche reflétant les impédances acoustiques ou élastiques. [0032] Les données modélisées 130 peuvent inclure des modèles, tels qu'un modèle de fluide de réservoir 132 et/ou une distribution de porosité à partir d'un modèle de terre. Le modèle de fluide de réservoir 132 peut inclure, par exemple, des données modélisées sur les saturations de fluide, la pression, la température, les densités, le module de compressibilité et/ou le module de cisaillement de fluide dans un réservoir de la formation souterraine. Les données modélisées 130 peuvent être obtenues à partir d'échantillons réels de la formation souterraine, ou peuvent être calculées à partir de données disponibles, telles que des diagraphies de la formation souterraine ou des estimations représentatives des propriétés de la formation souterraine sur la base de valeurs de référence. [0033] Les Fig. 2A et Fig. 2B montrent des exemples illustratifs d'un système DAS VSP 200 pouvant être utilisé pour effectuer un relevé sismique, tel que le relevé sismique 122 représenté sur la Fig. 1, et obtenir des données de relevé sismique selon les modes de réalisation décrits. Des modes de réalisation de la présente invention peuvent être appliqués à une connexion horizontale, verticale, déviée, multilatérale, à tube en U, à une intersection, à un contournement (forage autour d'un objet coincé à mi-profondeur et retour dans le puits de forage en contrebas), ou de tout autre forage non linéaire dans tout type de formation souterraine. Certains modes de réalisation peuvent être applicables, par exemple, à une tige de forage câblée, à une tubulure enroulée (câblée et non câblée), à des données de diagraphie acquises avec une ligne câblée et à une ligne lisse. Certains modes de réalisation peuvent être applicables aux puits de forage sous-marins et/ou profonds. Les modes de réalisation décrits ci-dessous en relation avec une mise en oeuvre ne sont pas destinés à être limitatifs. [0034] Le profilage sismique vertical (PSV) peut se référer à la mesure de l'énergie sismique/acoustique dans un puits de forage provenant d'une source sismique à la surface du puits de forage (par exemple, un camion vibrant, un canon à air comprimé 9 et/ou des explosifs). Dans des modes de réalisation, les mesures peuvent être enregistrées en utilisant une chaîne de géophones et/ou d'hydrophones placés à peu près à égale distance. Dans d'autres modes de réalisation, les mesures peuvent être enregistrées à l'aide de techniques de détection acoustique répartie (DAS). Dans les méthodes de collecte DAS VSP, un câble à fibre optique ayant une ou plusieurs fibres optiques déployées dans un puits de forage est utilisé à la place des géophones ou des hydrophones pour obtenir les mesures. Le câble de fibre optique peut être, par exemple, collé dans la paroi du puits de forage derrière des tubes (par exemple, un tube de production) ou un tubage, ou être temporairement placé dans le puits de forage (par exemple, à l'intérieur d'un câble de diagraphie filaire ou de câble lisse récupérable ou via un tube enroulé) avec une tige de forage en place ou retirée du puits de forage. Bien qu'un système DAS VPS 200 soit illustré sur les Fig. 2A, Fig. 2B, l'invention n'est pas limitée à une configuration VSP. [0035] L'exemple de système DAS VSP 200 peut être déployé en association avec un puits de forage 203. Le système 200 DAS VSP peut inclure, entre autres, un système de collecte de données DAS 201 couplé à une fibre optique 208, la fibre optique étant au moins partiellement positionnée dans le puits de forage 203 formé dans une formation souterraine 202. Une ou plusieurs tubulures 204 peuvent être positionnées dans le puits de forage 203, par exemple de manière télescopique. L'invention ne se limite pas à une configuration particulière de la ou des tubulures 204 dans le puits de forage 203. Comme le comprendra l'homme du métier, la fibre optique 208 peut inclure une ou plusieurs fibres optiques. Dans divers modes de réalisation, la fibre optique 208 peut être positionnée, par exemple, en étant suspendue dans le puits de forage 203, verrouillée sur la ou les tubulures 204 ou cimentée derrière un tubage 206, de manière à se coupler à la formation 202. [0036] Il convient de noter que n'importe quel nombre approprié de systèmes DAS VSP 200 (ayant chacun une fibre optique différente 208 au moins partiellement située en fond de puits) peut être placé à proximité du puits de forage 203. Avec la fibre optique 208 placée à l'intérieur d'une partie du puits de forage 203, le système DAS VSP 200 peut recevoir ou sinon obtenir des données de relevé sismique sur la base de perturbations causées par un ensemble de sources sismiques 210. Dans un mode de réalisation, l'ensemble de sources sismiques 210 comprend de multiples sources sismiques agencées dans une configuration spécifique optimisée pour créer des ondes sismiques dans la formation 202 comme requis ici. Les sources sismiques peuvent inclure, par exemple, sans s'y limiter des vibrateurs, des canons à air comprimé, des chutes de poids, des chutes de poids accélérées, des vibrateurs marins, des explosifs de mortier (par exemple, de la dynamite), des camions à vent, ou toute autre source de vibration appropriée pour créer ondes sismiques en formation 202. L'ensemble de sources 210 peut inclure, par exemple, une onde P orientée verticalement et/ou des sources d'onde S orientées horizontalement. [0037] Les données de relevé sismique peuvent correspondre à des variations de dé- formation ou de vitesse de déformation (appelées collectivement déformation dans la présente invention) dans la fibre optique 208 identifiées par la détection de changements de phase dans des signaux lumineux rétrodiffusés sur une longueur de la fibre optique 208. [0038] Un système de traitement d'informations 212 peut être couplé en communication au système de collecte de données DAS 201 par le biais, par exemple, d'une connexion câblée ou sans fil. Le système de traitement d'informations 212 peut être couplé à plusieurs systèmes de collecte de données DAS 201 d'un ou plusieurs systèmes DAS VSP respectifs 200. Le système de traitement d'informations 212 peut recevoir une mesure sous la forme d'un ensemble de données de relevé sismique provenant des systèmes de collecte de données DAS 201 et effectuer une ou plusieurs actions qui seront décrites en détail ci-dessous. Le système de traitement d'informations 212 peut être situé sur site, à distance, ou une partie du système 212 peut être sur site et une partie située à distance. De plus, le système de traitement d'informations 212 peut recevoir un ensemble de données de relevé sismique d'un centre de données ou d'un serveur de stockage dans lequel les données de relevé sismique reçues ou autrement acquises par les systèmes de collecte de données DAS 201 étaient précédemment stockées. [0039] Des modifications, des ajouts ou des omissions peuvent être apportés à la Fig. 2A sans sortir du cadre de la présente invention. Par exemple, le système de collecte de données DAS 201 et la fibre optique 208 peuvent être utilisés pendant les opérations de diagraphie par câble ou par ligne lisse avant que tout ou partie des tubulures 204 aient été fixés dans le puits de forage 203 et/ou avant que le puits de forage 203 ne soit achevé. De plus, des composants peuvent être ajoutés ou retirés du système DAS VSP 200 sans sortir du cadre de la présente invention. [0040] La Fig. 2B montre un exemple de fonctionnement des systèmes et procédés décrits dans lequel une configuration filaire est utilisée pour l'enregistrement. Les opérations d'enregistrement peuvent être effectuées à l'aide d'un outil de diagraphie filaire 284, par exemple un instrument de détection de sonde, suspendu par un câble 292. Le câble 292 comprend une fibre optique 208 dont une partie est positionnée dans le puits de forage 203. Le câble 292 peut en outre comprendre des conducteurs destinés à transporter de l'énergie à l'outil 284 et/ou des communications de l'outil 284 à des instruments situés à la surface 213 (Fig. 2A) du puits de forage 203. L'ensemble de sources sismiques 210 est positionné à la surface 213 de la formation 202. Une partie de diagraphie de l'outil de diagraphie par câble 284 peut avoir des bras de centrage 286 qui centrent l'outil 284 11 dans le puits de forage 203 lorsque l'outil 284 est tiré vers le haut de puits. Une installation d'enregistrement facultative 234 collecte des mesures à partir de l'outil de diagraphie filaire 284 et peut inclure un système de traitement d'informations 212 (Fig. 2A) pour traiter et stocker les mesures rassemblées par l'outil de diagraphie filaire 284. [0041] La Fig. 3 illustre un schéma de principe d'un exemple de réalisation du système de traitement d'informations 212 de la Fig. 2A, conformément aux modes de réalisation de la présente invention. Le système de traitement d'informations 212 comprend au moins un processeur 304, au moins une mémoire 306 et peut comprendre en outre une interface d'entrée/sortie 314 et un adaptateur de réseau 324. Les composants du système de traitement d'informations 212 peuvent être couplés par un ou plusieurs bus 326. Chaque processeur 304 peut inclure, par exemple, un microprocesseur, un micro-contrôleur, un processeur de signal numérique (DSP), un circuit intégré spécifique à une application (ASIC) ou tout autre circuit numérique ou analogique configuré pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme et/ou des données de processus. Comme représenté, chaque processeur 304 est couplé en communication à au moins une mémoire 306 et configuré pour interpréter et/ou exécuter des instructions de programme stockées dans la mémoire 306 et/ou lire et/ou écrire des données stockées dans la mémoire 306. Les instructions de programme peuvent être incluses dans un ou plusieurs modules logiciels 308, tels que le module d'analyse EP & L 114, le module de regroupement EP & L 116, le module de fonction d'impédance acoustique ou élastique 124, le module d'optimisation 140 et le module d'interface d'utilisateur graphique (GUI) 322. [0042] Les différents processeurs 304 du système de traitement d'informations 212 peuvent avoir différentes tâches. Par exemple, un ou plusieurs des modules logiciels 308 peuvent être exécutés par un processeur différent 304. Ces processeurs 304 et leur mémoire associée 306 peuvent être répartis physiquement et/ou fonctionnellement, fonctionnant indépendamment ou en coopération. Les processeurs physiquement distribués 304 et les mémoires 306 peuvent être situés à distance les uns des autres, communiquer par un réseau via une communication filaire ou sans fil et peuvent partager des composants, par exemple une base de données 312, une interface d'E/S 314 et/ou un adaptateur réseau 324, ou inclure leurs propres composants individuels. [0043] La mémoire 306 peut inclure n'importe quel système, dispositif ou appareil configuré pour contenir et/ou héberger un ou plusieurs modules de mémoire ; par exemple, la mémoire 306 peut inclure une mémoire en lecture seule, une mémoire à accès aléatoire, une mémoire à semi-conducteurs ou une mémoire sur disque. Chaque module de mémoire peut inclure tout système, dispositif ou appareil configuré pour conserver des instructions de programme et/ou des données pendant une période donnée (par exemple, un support non transitoire lisible par ordinateur). Par exemple, 12 les instructions des modules logiciels respectifs 308 peuvent être récupérées et stockées dans la mémoire 306 pour être exécutées par un ou plusieurs des processeurs 304. [0044] Dans un mode de réalisation de la présente invention, les données utilisées ou générées par les modules logiciels 308, par exemple, les données de diagraphie de puits 112, les données de relevé sismique 122, les données regroupées 110, les réseaux d'entrée 120 acoustiques ou élastiques, les données modélisées 130 et/ou la répartition de pseudo-composants 180 (voir Fig. 1), peuvent être stockés dans la base de données 312 pour un stockage temporaire ou à long terme. Dans certains modes de réalisation, le système de traitement d'informations 212 peut en outre comprendre un ou plusieurs affichages ou autres périphériques d'entrée/sortie de sorte que des informations traitées par le système de traitement d'informations 212 puissent être affichées, telles qu'une interface d'utilisateur graphique pour échanger des informations avec un utilisateur. Le module GUI 322 peut s'interfacer avec des dispositifs de saisie par l'utilisateur (un clavier, une souris, un écran tactile, par exemple) pour recevoir des données saisies par l'utilisateur, et avec un dispositif d'affichage (un moniteur, un écran d'affichage, un voyant, etc.) pour afficher les données à un utilisateur. [0045] Le système de traitement d'informations 212 peut en outre comprendre au moins une interface d'E/S 314, telle qu'un port de communication, pour permettre la communication avec des dispositifs externes, par exemple des dispositifs ou des périphériques en réseau (par exemple des dispositifs d'entrée et de sortie (« E/S »), comme un clavier, une souris et un affichage vidéo). Le système de traitement d'informations 212 peut comprendre un adaptateur réseau 324 facilitant la mise en réseau de deux processeurs 304 ou plus et/ou entre un processeur 304 et un dispositif informatique externe (non représenté). [0046] Dans des modes de réalisation, les données reçues par un ou plusieurs des modules logiciels 308 peuvent être des données simulées, qui peuvent être reçues, par exemple, depuis un simulateur, un centre de données externe ou une bibliothèque accessible via un serveur de stockage. [0047] Des modifications, des ajouts ou des omissions peuvent être apportés à la Fig. 3 sans sortir du cadre de la présente invention. Par exemple, la Fig. 3 montre une configuration de composants du système de traitement d'informations 212. Cependant, toutes les configurations de composants appropriées peuvent être utilisées. Par exemple, les composants du système de traitement d'informations 212 peuvent être mis en oeuvre sous forme de composants physiques ou logiques. En outre, dans certains modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux composants du système de traitement d'informations 212 peut être mise en oeuvre dans des circuits ou composants spéciaux. Dans d'autres modes de réalisation, la fonctionnalité associée aux 13 composants du système de traitement d'informations 212 peut être mise en oeuvre dans des circuits ou composants universels configurables. Par exemple, des composants du système de traitement d'informations 212 peuvent être mis en oeuvre par des instructions de programme d'ordinateur configurées. [0048] Les Fig. 4 et Fig. 5 représentent des organigrammes 400 et 500, respectivement, illustrant la mise en oeuvre des divers exemples de modes de réalisation. Il est à noter que l'ordre des opérations représenté sur les Fig. 4 et Fig. 5 n'est pas nécessaire, les différentes opérations peuvent donc en principe être effectuées sans suivre l'ordre indiqué. Certaines opérations peuvent également être ignorées, différentes opérations peuvent être ajoutées ou substituées, ou des opérations ou des groupes d'opérations sélectionnés peuvent être exécutés dans une application distincte suivant les modes de réalisation décrits ici. [0049] Les opérations illustrées à la Fig. 4 peuvent être réalisées par le module d'optimisation 140 du système de traitement de l'information 212 représentés respectivement aux Fig. 1 et Fig. 3. En particulier, un processeur 304 du système de traitement d'informations 212 peut exécuter le module d'optimisation 140, amenant le processeur 304 à effectuer les opérations représentées dans l'organigramme 400 et décrites dans l'invention. [0050] Lors de l'opération 402, sur la base des données d'entrée, une fonction de définition est effectuée pour définir des seuils d'utilisateur, des variables de conception et des contraintes. La plage de magnitude des réseaux d'impédances acoustiques ou élastiques 120 combinée à la plage de données de diagraphie de puits pétrophysiques 112 (rayons gamma, densité de neutrons, etc.) peut être utilisée pour caractériser différents types de lithologies existant dans la formation dans la région proche du puits de forage. Les données regroupées 110 sont utilisées pour classer chaque lithologie dans une plage de valeurs numériques ainsi que dans la distribution spatiale potentielle. Les plages numériques de chaque lithologie constituent des limites qui s'appliquent aux variables de conception connues et aux contraintes associées à la détermination de pseudocomposants. [0051] Les seuils sont calculés et orientés et sont spécifiques au processus d'optimisation particulier utilisé (par exemple, les seuils peuvent être appliqués différemment dans l'optimisation par essaim de particules (PSO) par rapport aux algorithmes génétiques). Le calcul des seuils et des contraintes peut être automatisé, mais il peut toujours exister un degré de flexibilité permettant aux utilisateurs d'avoir recours à leur expérience pour guider la définition des seuils et des contraintes. Par exemple, les utilisateurs peuvent utiliser des histogrammes et des diagrammes croisés pour effectuer une analyse en vue de ces déterminations. [0052] Les contraintes peuvent être élastiques, des contraintes de propriétés de densité et/ou 14 des contraintes lithologiques. Un exemple de contrainte qui peut être appliqué au grès est une exigence selon laquelle la masse volumique doit être comprise entre 2,59 g/cc et 2,69 g/cc. Si des contraintes élastiques ou lithologiques ne sont pas définies, le processus d'optimisation de base effectué à l'opération 412 devient sans contrainte. Des exemples d'algorithmes stochastiques qui pourraient être appliqués incluent un algorithme génétique, l'algorithme de Markov Chain Monte Carlo, un algorithme de filtrage de Kalman et un algorithme séquentiel de Monte Carlo. [0053] Le processus d'optimisation est un processus en boucle fermée dans lequel les données d'entrée reçues de différentes sources (par exemple, les modules 114, 116, 124 et les sources de données modélisées) sont combinées afin de garantir une description cohérente de la surface souterraine. Les variables de conception sélectionnées peuvent avoir une large plage numérique. Cela est dû à la variabilité inhérente des propriétés de la roche, associée à des niveaux variés de saturation de fluides disparates (p. ex. pétrole, eau, gaz). [0054] À l'opération 404, en utilisant les variables de conception, une fonction objective est construite, dans laquelle la fonction objective doit être optimisée sur la base des variables de conception définies. La fonction objective dans l'exemple actuel peut être la minimisation de l'estimation de la norme L2 et des données d'impédance brute obtenues par inversion sismique. À l'opération 406, une fonction de pénalité est construite, dans laquelle la fonction de pénalité doit être optimisée sur la base des variables de conception définies. En d'autres termes, les équations de pénalités sont fournies sous forme de descriptions théoriques et physiques et utilisées sous forme de pénalités pour l'optimisation d'une fonction pseudo-objective. Plutôt que d'utiliser un problème d'optimisation sous contrainte, le procédé de la Fig. 4 utilise la fonction de pénalité dans une série de problèmes sans contrainte dont les solutions convergent idéalement vers la solution d'un problème contraint d'origine. Les problèmes contraints sont formés en ajoutant un terme, qui est la fonction de pénalité, à la fonction objective, le terme consistant en un paramètre de pénalité multiplié par une mesure de violation des contraintes. La mesure de violation est non nulle lorsque les contraintes sont violées et égale à zéro lorsque les contraintes ne sont pas violées. [0055] À l'opération 408, une fonction pseudo-objective est construite en combinant la fonction objective et la fonction pseudo-objection. La fonction pseudo-objective peut être mise en oeuvre à l'aide d'une optimisation métaheuristique et d'une fonction de pénalité, telles que PSO et fonction de pénalité externe (EPF), algorithme génétique, chaîne de Markov Monte Carlo Kalman et Monte Carlo séquentielle. Un exemple d'utilisation de PSO et EPF est décrit dans Arora, J., Introduction to Optimum Design : Academic Press (2012) et fourni à titre d'exemple, sans se limiter à une technique particulière. [0056] Un exemple de fonction pseudo-objective est fourni par l'équation (1) et les composants connexes par les équations (2) à (13) : [0057] L'exemple fournit un processus d'optimisation multidimensionnelle impliquant une caractérisation de propriété élastique mal posée pour un réseau de grille géocellulaire dans un simulateur de réservoir. La mise en oeuvre d'un processus d'optimisation multidimensionnelle est appliquée à un espace dimensionnel supérieur à la première dimension et peut en outre être appliquée à tout espace dimensionnel supérieur à la première dimension. La grille géocellulaire peut être, par exemple, un modèle multidimensionnel d'une formation rocheuse dans un réservoir souterrain utilisé pour approcher la structure physique de la formation rocheuse dans l'espace, par exemple un espace en 3D. Le réseau de grille géocellulaire peut comprendre un maillage en 3D de cellules ou de mosaïques représentant collectivement un volume prédéterminé correspondant à la formation rocheuse ou à une partie pertinente de celle-ci. L'emplacement de chaque cellule dans le réseau de grille en 3D peut correspondre à un emplacement physique de la partie de la formation rocheuse souterraine représentée par cette cellule par rapport à la formation dans son ensemble. Les cellules peuvent avoir des volumes et des formes égales ou variables, comme on le souhaite pour une mise en oeuvre particulière. [0058] Un PSO métaheuristique peut être contraint avec l'EPF pour des variables de conception multidimensionnelles dans le processus pseudo-objectif multidimensionnel. Un exemple de fonction pseudo-objective est décrit mathématiquement dans l'équation 1 : [0059] [Math.1] CP ( r p) = F ( ) + r pP (?) (1) où, F (>?) est une fonction objective d'origine définie comme : [0060] [Math.2] F () = in V z(1)P P t (2) et r p est un multiplicateur initialisé sous forme de valeur numérique de faible magnitude et augmente pour chaque solution de de la fonction pseudo-objective au fur et à mesure de sa mise à jour au cours des itérations suivantes. Un exemple d'EPF est présenté dans l'équation. 3 : [0061] [Math.3] P (x) = E fmax (O 2 + k h _ ))2 (3) 16 [0062] L'énoncé du problème spécifique associé à la détermination du module de compres- sibilité du minéral, du module de cisaillement et de la densité de la matrice pour trois matrices géocellulaires en 3D respectives est décrit de manière mathématique dans l'équation 4: [0063] [Math.4] Réduire cP (X, rp) (4) Où [0064] [Math.51 z0 - (5) [0065] [Math.6] G sat sec iv _,_ 4 sut sat ' 3 s (,1 t\1 P sat (6) [0066] [Math.7] P sat (1 )i matrice + (7) [0067] [Math.81 1 1 «SO p S / (I) Kmine'ralK fluide Kminéral Îi fluide K sat Kminérial (8) pour que [0068] [Math.9] g (X) Ks a t - (9) [0069] [Math.10] 92,X) s t (10) [0070] [Math.11] g3(X): (11) 1 T(7 matrice K matrice-el- fluide Ke K nalriceKfluide ti ( 2 sat P G,,,)sat G sec - P sat -2 /s 0 17 [0071] [Math.12] (12) [0072] [Math.13] h 2(X) (13) [0073] La fonction objective fournie dans l'équation 2 est composée de z I U qui p correspond à l'impédance p dérivée par inversion sismique, et z c)P t qui est la solution optimale à une impédance p optimisée contrainte par les variables de conception de l'EPF. L'expression pour la densité saturée Psat est présentée dans l'équation 7. Elle contient des termes pour la densité de l'eau, du pétrole et du gaz ( P p a P g, ) ainsi que pour la saturation en fluide pour les phases eau, pétrole et gaz (S w, S 0,, S 0,). La contrainte d'inégalité g i(X) représente le module de compressibilité de roche saturé. Le module de compressibilité saturé est représenté par représenté par K su t, et le module de compressibilité du minéral intrinsèque du support poreux est Kminéral, le module de compressibilité de la matrice est représenté par K'h',,,', qui est équivalent à Ks'. Le module de compressibilité de l'espace poreux est représenté par K la porosité est représentée par (P , et K -fluide représente le module de compressibilité du fluide interstitiel. La contrainte d'inégalité g ,( X ) représente la contrainte de vitesse de compression dans le support poreux saturé. La vitesse de compression est représentée par V p , la densité saturée est représentée par P sar et le module de cisaillement minéral sec est représenté par G ce qui, selon les hy- pothèses de Gassmann, est égal au module de cisaillement saturé représenté par G, dans l'équation 6. La contrainte d'inégalité g 3(X) représente le module de cisaillement minéral sec. La contrainte d'égalité h 1( X ) représente l'équation de densité de matrice ; le volume de pseudo-composant est représenté par V, et la densité de matrice de pseudo-composant par P La contrainte d'égalité h 2( X ) représente la moyenne Voigt-Reuss pour le module de compressibilité du minéral ; le module de compressibilité du minéral de pseudo-composant est représenté par K . Une solution optimale pour les réseaux géocellulaires 3D pour les pseudo-composants de V, , K , et p peut ensuite être déterminée par les schémas combinés de PSO et de l'EPF en prenant en compte les valeurs de référence de K'k',,,,e,G se c et p in 'o./ce en fonction d'une description géologique supposée. P matrice Vp matrice 18 [0074] On peut observer que la fonction objective d'origine représente une norme L2 de l'impédance p, calculée par inversion sismique, et l'impédance p estimée par la combinaison de PSO et de l'EPF. L'EPF est considérée comme un type de technique de minimisation sans contrainte séquentielle (SUMT) qui comporte des équations de contrainte d'égalité et d'inégalité incluses dans la fonction objective pseudo-non contrainte. Cela fournit un procédé de pénalité, toutefois l'invention ne se limite à ce procédé de pénalité. Un autre procédé de pénalité, telle qu'une fonction de pénalité intérieure (IPF), peut être utilisé, toutefois, l'IPF peut ajouter de la complexité par rapport au procédé de pénalité susmentionné, car les définitions de limites ne nécessitent pas de maintenance pendant l'exécution du processus d'optimisation. Une PSO à voisinage variable est un exemple de PSO pouvant être utilisée pour traiter la fonction pseudoobjective non contrainte, toutefois l'invention ne se limite pas à cette PSO. Dans les exemplaires, Haupt et al., Practical Genetic Algorithms (Algorithmes génétiques pratiques), 2e éd., John Wiley & Sons, p. 189-90 (2004), un exemple de recherche à voisinage variable (VNS) est décrit, et dans Abraham et al., Variable Neighborhood Particle Swarm Optimization Algorithm (Algorithme d'optimisation d'essaims de particules à voisinage variable), GECCO (2006), un exemple de type de métaheuristique est décrit. [0075] Lors de l'opération 410, un procédé d'optimisation est sélectionné pour déterminer la variable de conception optimisée et la configurer avec la fonction pseudo-objective. Le procédé d'optimisation peut être sélectionné, par exemple, sur la base de facteurs tels que les performances du procédé, la précision ou le produit final souhaité. L'algorithme d'optimisation peut être, par exemple, une optimisation d'essaims de particules ou une autre technique d'optimisation métaheuristique, qui peut être utilisée pour minimiser une différence entre l'impédance acoustique ou élastique calculée et l'impédance obtenue par inversion sismique. Comme le sait l'homme du métier, la fonction pseudoobjective est une équation, les variables de conception sont des variables dans la fonction pseudo-objective, et les variables de conception optimisées sont évaluées de manière itérative dans la fonction pseudo-objective à l'aide du procédé d'optimisation sélectionné. [0076] Lors de l'opération 412, pour un bloc de réseau donné, le procédé d'optimisation sé- lectionné est exécuté pour minimiser la fonction pseudo-objective, en résolvant le type et la concentration de pseudo-composants. La concentration fait référence à une combinaison de pseudo-composants dans une zone définie spatialement qui sont inclus dans une description lithologique estimée. Le type et la concentration de pseudocomposants optimisés apparaissent lorsque la combinaison correcte de pseudocomposants conduit à la similitude entre l'impédance estimée et l'impédance obtenue par inversion sismique. La capacité du procédé d'optimisation à suffisamment prévoir 19 l'impédance dans un espace de conception stochastique contraint par rapport à l'impédance provenant de l'inversion sismique peut être jugée par la similitude de l'estimation avec le résultat d'inversion sismique réel, dans lequel les impédances acoustiques ou élastiques sont le résultat d'une inversion sismique réalisée par le module 124. [0077] La production des pseudo-composants fournit une caractérisation de la concentration volumétrique des lithologies dans un volume de commande du réservoir, fournissant une image des propriétés élastiques de la roche cadre dans l'ensemble du réservoir. La structure rocheuse est un matériau de roche sèche sans aucun fluide. Cela inclut les différents minéraux inclus dans la roche. La concentration volumétrique fait référence à une variable de conception optimisée par le procédé d'optimisation. [0078] Lors de l'opération 414, il est déterminé si les pseudo-composants optimisés ont été déterminés. Les critères pour la détermination effectuée à l'opération 414 sont les seuils définis par l'utilisateur fournis par l'utilisateur dans le bloc 402. L'utilisateur peut assouplir ou durcir ces seuils spécifiques au processus à sa seule discrétion. Si le résultat de la détermination effectuée à l'opération 414 est NON, ce qui signifie que les pseudo-composants optimisés n'ont pas encore été déterminés, un processus itératif de détermination des pseudo-composants optimisés est poursuivi lors de l'opération 412. Si le résultat de la détermination effectuée à l'opération 414 est OUI, ce qui signifie que les pseudo-composants optimisés ont été déterminés, le processus itératif de détermination des pseudo-composants optimisés est terminé et le procédé passe à l'opération 416. [0079] Lors de l'opération 416, il est déterminé si tous les réseaux d'impédance acoustique ou élastique d'entrée ont été traités en déterminant s'il existe encore un bloc de grille comportant des variables de conception qui doivent encore être optimisées. Si le résultat de la détermination effectuée à l'opération 416 était NON, ce qui signifie qu'il reste d'autres réseaux d'impédance à traiter, le procédé passe à l'opération 418. Lors de l'opération 418, sélectionnez le bloc de réseau suivant et fournissez la solution optimisée déterminée par l'itération finale de l'opération 412 pour le bloc précédent afin de poursuivre le procédé à l'opération 412 pour le bloc de réseau sélectionné. [0080] Si le résultat de la détermination effectuée à l'opération 416 était OUI, ce qui signifie qu'il ne reste plus de réseaux d'impédance à traiter, le procédé produit la répartition des pseudo-composants qui ont été résolus lors de la dernière itération de l'opération 412 réalisée. La production peut représenter un ou plusieurs réseaux unidimensionnels de pseudo-composants (exprimés en nombres entiers, par exemple) ou des propriétés élastiques et/ou de densités (pouvant être exprimées de la même manière que des entrées dans une grille 3D), selon la préférence de l'utilisateur. Le procédé illustré à la Fig. 4 est différent de chacun des éléments suivants : utilisation de corrélations em- piriques entre des propriétés connues et inconnues, inférence expérientielle, procédés d'ensemble itératifs ou négation de flux de travail due à un manque ou à des limites des données disponibles. [0081] Ce procédé, en appliquant des contraintes élastiques, utilise plutôt des références de propriétés élastiques déterministes pour accélérer les routines d'optimisation. Les contraintes sont liées aux propriétés lithologiques et élastiques, les contraintes de propriétés élastiques étant numériques et fournissant une base pour la classification lithologique. [0082] Les routines d'optimisation sont accélérées en référençant les contraintes litho- logiques pour former des pseudo-composants. Les pseudo-composantes représentent une estimation améliorée de la lithologie existante dans un emplacement spatial. [0083] Le procédé illustré à la Fig. 4 représente en outre l'utilisation de l'optimisation pour résoudre des pseudo-composants optimisés et obtenir une solution 3D, en particulier un volume de bloc de grille dans un modèle 3D. Les résultats sont simples et intuitifs, sans représenter l'hétérogénéité existante dans la surface souterraine réelle, qui peut être une information erronée dans certaines applications. Ceci diffère de l'utilisation d'hypothèses et/ou de substitutions conduites par un utilisateur spécialisé dans le domaine. Ce résultat diffère en outre du résultat obtenu sous la forme d'un modèle caractérisé par des propriétés obtenues par estimation éclairée ou par recherche dans la littérature. [0084] Ce procédé est caractérisé comme « guidé par les données » car il utilise avanta- geusement les informations disponibles pour déduire de manière stochastique les informations souhaitées dans des conditions d'incertitude élevées. [0085] Dans un scénario d'absence de données de diagraphie de puits, ce procédé utilise l'optimisation pour résoudre la porosité et/ou d'autres pseudo-composants afin d'optimiser la variable de conception qui aurait sinon été caractérisée par des données de diagraphie. Par exemple, en utilisant l'optimisation contrainte par des équations physiques conformément à l'invention, des propriétés de roche sèche indépendantes peuvent être caractérisées dans une modélisation terrestre, que des diagraphies de propriétés de roche saturée soient disponibles ou non. Dans un autre exemple, le procédé d'optimisation peut être utilisé pour déterminer une répartition de porosité d'un modèle en plus des pseudo-composants. Le procédé d'optimisation peut en outre être exécuté avec des données sismiques uniquement, de manière à minimiser la fonction pseudo-objective sur la base d'une optimisation non contrainte. [0086] Le procédé peut utiliser une modélisation contrainte par la physique. La modélisation contrainte par la physique est déterministe car elle suit les lois de la physique et peut être répétée. Dans des modes de réalisation, les contraintes sur la base de la physique utilisées sont des contraintes d'égalité et d'inégalité incluses dans la fonction de 21 pénalité associée à la fonction pseudo-objective. Dans des modes de réalisation, d'autres équations de contraintes sur la base de la physique peuvent être ajoutées afin de calculer d'autres propriétés élastiques (paramètres de Lamé, module de Young, module d'onde P, par exemple) et pétrophysiques (la perméabilité, par exemple). [0087] L'invention peut être utilisée dans des applications d'ingénierie inverse qui né- cessitent une solution à N dimensions en présence de variables de conception à N dimensions. Par exemple, une ou plusieurs variables de conception inconnues peuvent être optimisées en présence de variables de conception connues. Par exemple, une variable d'entrée, par exemple la porosité, peut être omise et résolue pour l'utilisation de variables de conception connues. [0088] Conformément au procédé illustré à la Fig. 4, un flux de travail alternatif peut être appliqué à la fonction pseudo-objective lors de l'utilisation du procédé décrit. Le flux de travail alternatif représente l'application d'un schéma de pondération adaptative spécifique à la magnitude. Dans ce schéma, un terme de correction de pénalité dans la fonction pseudo-objectif est fourni, de sorte que chaque fonction de pénalité est pondérée en fonction de la magnitude de son résultat. De cette manière, les pénalités de grande et de petite magnitude peuvent être pondérées de manière égale. Cela diffère des procédés dans lesquels le même terme de correction de pénalité est appliqué à chaque fonction de pénalité, quelle que soit la magnitude du résultat. [0089] La Fig. 5 montre un exemple de nombreuses manières possibles d'appliquer les pseudo-composants produits par le module d'optimisation 140. D'autres exemples incluent la prévision des changements dans les propriétés élastiques du réservoir à la suite de la production ou de l'injection d'eau ou de gaz. Les opérations illustrées à la Fig. 5 peuvent être réalisées par le module de répartition 190 du système de traitement d'informations 212 illustré dans les Fig. 1 et Fig. 3. En particulier, un processeur 304 du système de traitement d'informations 212 peut exécuter le module de répartition 190, amenant le processeur 304 à effectuer les opérations illustrées dans l'organigramme 500 et décrites dans l'invention. [0090] Lors de l'opération 502, les propriétés élastiques de roche sèche et de densité sont confirmées sur la base des pseudo-composants déterminés. Les résultats sont ensuite incorporés dans un modèle pétro-élastique (PEM), tel que ceux qui sont intégrés ou associés à un simulateur de réservoir en tant que post-traitement, de sorte que les propriétés élastiques dynamiques puissent être simulées. Les résultats de la simulation peuvent ensuite être utilisés pour guider l'identification du traitement de contournement potentiel, ce qui permettra à son tour de planifier les emplacements et la conception de puits. [0091] Le traitement de contournement potentiel représente les hydrocarbures restés en place et non produits dans une région du réservoir précédemment produite et/ou en 22 cours de production. Le mot « potentiel » est utilisé ici puisque la confirmation du traitement de contournement est obtenue en analysant des données sismiques répétitives dans la même région d'intérêt. Le traitement de contournement potentiel n'est pas directement liée aux pseudo-composants. Cependant, les pseudo-composants sont utilisés pour confirmer les répartitions supposées des propriétés élastiques et de densité sèches, qui sont à leur tour incluses dans un PEM incorporé dans une simulation d'écoulement. La simulation de flux permet d'estimer les propriétés élastiques dynamiques, ce qui facilite la planification des futurs puits sur la base du traitement de contournement potentiel identifié. [0092] Par exemple, les pseudo-composants produits par le module d'optimisation 140 peuvent être utilisés pour confirmer les propriétés de roche sèche et de densité, puis appliqués à un PEM intégré, tel que Nexus®, pour faciliter les flux de travail de modélisation terrestre et de simulation de réservoir intégrés dans une sismique 4D intégrée à des flux de travail de simulation. [0093] En conséquence, le système et les procédés décrits, en réalisant une optimisation mé- taheuristique à l'aide des contraintes lithologiques, pétrophysiques et élastiques, permettent de caractériser les concentrations volumétriques de pseudo-composants, puis de confirmer les propriétés supposées de roche sèche et de densité dans une formation souterraine. [0094] Selon des aspects de l'invention, un système de profilage sismique vertical (VSP) est utilisé pour caractériser une formation souterraine, le système VSP comportant un système de traitement d'informations embarqué. Le système VSP comprend une pluralité de sources sismiques agencées sur une surface de la formation souterraine dans une configuration optimisée pour créer des ondes sismiques dans la formation souterraine et un instrument de détection à sonde disposé dans la formation souterraine et configuré pour recevoir les ondes sismiques provenant de la formation, l'instrument de détection à sonde étant couplé de manière communicative au système de traitement d'informations. Le système de traitement d'informations comportant un processeur et fournit un dispositif de mémoire couplé au processeur. Le dispositif de mémoire inclut un ensemble d'instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, amènent ce dernier à recevoir une grille multidimensionnelle d'impédances acoustiques ou élastiques déterminée à partir de données de relevé sismique associées à une formation souterraine, à recevoir des données de propriétés élastiques qui décrivent les caractéristiques de propriétés élastiques utilisées pour trier les pseudo-composants, les pseudo-composants respectifs étant formés d'une combinaison d'au moins deux lithologies. Les instructions, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à définir une variable de conception à l'aide des impédances, à réaliser des opérations d'optimisation pour optimiser la variable de conception en ap- 23 pliquant les données de propriétés élastiques sous la forme d'une ou de plusieurs contraintes, et à produire une répartition des pseudo-composants pour caractériser les concentrations volumétriques de lithologies dans un volume de commande de la formation souterraine. [0095] Dans des modes de réalisation, les opérations d'optimisation peuvent être des opérations d'optimisation métaheuristique. Les opérations d'optimisation métaheuristique peuvent être des opérations d'optimisation d'essaims de particules. Lorsque les caractéristiques de propriétés élastiques ne sont pas disponibles, les opérations d'optimisation peuvent être complètement stochastiques. [0096] Dans des modes de réalisation, les caractéristiques de propriétés élastiques peuvent être déterminées à partir de données de diagraphie de puits associées à la formation souterraine. Les caractéristiques de propriétés élastiques peuvent être déterminées à partir de données de diagraphie sonique de données de diagraphie de puits associées à la formation souterraine. [0097] Dans d'autres modes de réalisation, l'ensemble d'instructions, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, peuvent en outre amener le processeur à optimiser au moins l'un de l'emplacement de puits et de la conception de puits sur la base de la répartition des pseudo-composants. [0098] Des aspects de la présente invention décrivent un procédé de réalisation de détection acoustique répartie (DAS) à l'aide d'un profilage sismique vertical (VSP) dans une formation souterraine, lequel inclut la création d'ondes sismiques dans la formation souterraine à l'aide d'une pluralité de sources sismiques agencées sur une surface de la formation souterraine dans une configuration optimisée pour créer les ondes sismiques. Le procédé inclut en outre le traitement des ondes sismiques au niveau d'un système de traitement d'informations pour générer des données de relevé sismique associées à la formation souterraine et recevoir une grille multidimensionnelle d'impédances acoustiques ou élastiques déterminées à partir des données de relevé sismique associées à la formation souterraine et recevoir des données de propriétés élastiques qui décrivent les caractéristiques de propriétés élastiques utilisées pour trier les pseudo-composants. Les pseudo-composants respectifs sont formés d'une combinaison d'au moins deux lithologies. Le procédé inclut en outre la définition d'une variable de conception à l'aide des impédances, la réalisation d'opérations d'optimisation pour optimiser la variable de conception en appliquant les données de propriétés élastiques sous forme d'une ou de plusieurs contraintes, et la production d'une répartition des pseudo-composants pour caractériser les concentrations volumétriques de lithologies dans un volume de commande de la formation souterraine. [0099] Dans des modes de réalisation, le procédé inclut l'application d'énergie sismique à la formation souterraine en utilisant la pluralité de sources sismiques pour créer les ondes 24 sismiques, la réception de l'énergie sismique appliquée et réfléchie au niveau d'un instrument de détection à sonde couplé de manière communicative au système de traitement d'informations, et la production des données de relevé sismique par le système de traitement d'informations sur la base de l'énergie sismique appliquée, réfléchie et reçue. [0100] Dans des modes de réalisation, le procédé inclut en outre la réception de données de diagraphie de puits sur la base de mesures de caractéristiques qui résultent de phénomènes naturels ou induits, l'analyse des données de diagraphie de puits pour déterminer les caractéristiques de propriétés élastiques et le regroupement des données de diagraphie de puits sur la base des caractéristiques de propriétés élastiques en pseudocomposants. [0101] Dans d'autres modes de réalisation, le procédé inclut en outre l'optimisation d'au moins l'un des éléments parmi l'emplacement de puits et la conception de puits sur la base de la répartition des pseudo-composants. [0102] De plus, dans des modes de réalisation, le procédé inclut en outre l'induction d'un phénomène dans un puits de forage formé dans la formation souterraine et l'obtention des données de diagraphie de puits sur la base de mesures de caractéristiques résultant des phénomènes induits. Les données de diagraphie de puits reçues peuvent être des données de diagraphie sonique. [0103] Dans des modes de réalisation, les opérations d'optimisation peuvent être des opérations d'optimisation métaheuristique. Les opérations d'optimisation métaheuristique peuvent être des opérations d'optimisation d'essaims de particules. [0104] Dans des modes de réalisation, lorsque les caractéristiques de propriétés élastiques ne sont pas disponibles, la réalisation de l'optimisation est effectuée de manière stochastique. [0105] Certains aspects de l'invention décrivent un système d'optimisation qui inclut au moins une source d'énergie configurée, chacun étant configuré pour appliquer de l'énergie sismique à une formation souterraine située au voisinage d'un puits de forage, et au moins un récepteur positionné au moins partiellement à l'intérieur du puits de forage pour recevoir l'énergie sismique appliquée et réfléchie et produire des données de relevé sismique sur la base de l'énergie sismique reçue, réfléchie et appliquée. [0106] Le système d'optimisation inclut en outre un système de traitement d'informations qui inclut un processeur et un dispositif de mémoire couplé au processeur. Le dispositif de mémoire inclut un ensemble d'instructions qui, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, amènent ce dernier à recevoir une grille multidimensionnelle d'impédances acoustiques ou élastiques déterminée à partir de données de relevé sismique associées à la formation souterraine et à recevoir des données de propriétés élastiques qui décrivent des caractéristiques de propriétés élastiques utilisées pour trier les pseudocomposants Les pseudo-composants respectifs sont formés d'une combinaison d'au moins deux lithologies. Les instructions, lorsqu'elles sont exécutées par le processeur, amènent en outre le processeur à définir une variable de conception à l'aide des impédances, à réaliser des opérations d'optimisation pour optimiser la variable de conception en appliquant les données de propriétés élastiques sous la forme d'une ou de plusieurs contraintes, et à produire une répartition des pseudo-composants pour caractériser les concentrations volumétriques de lithologies dans un volume de commande de la formation souterraine. [0107] Dans des modes de réalisation, les opérations d'optimisation peuvent être des opérations d'optimisation métaheuristique. Les opérations d'optimisation métaheuristique peuvent être des opérations d'optimisation d'essaims de particules. Les caractéristiques de propriétés élastiques peuvent être déterminées à partir de données de diagraphie de puits associées à la formation souterraine. [0108] Bien que des aspects, des mises en oeuvre et des applications particuliers de la présente invention aient été illustrés et décrits, il convient de comprendre que la présente invention n'est pas limitée à la construction et aux compositions précises décrites dans la présente description et que diverses modifications, divers changements et variations peuvent apparaître à partir des descriptions précédentes sans s'écarter de l'esprit et de la portée des modes de réalisation décrits tels que définis dans les revendications jointes en annexe. 26 [Revendication 11