FR 3101660 A1 20210409 FR 1910977 A 20191003 La présente invention concerne procédé pour exploiter les hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, dans lequel on détermine une trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans le réservoir. Après une délimitation de corps géologiques sur la base d'un indicateur de qualité, on détermine la trajectoire d'un nouveau puits à forer, à partir au moins des indices de qualité des corps géologiques, d'indices de qualité des mailles des corps géologiques, et de la longueur de la trajectoire du nouveau puits à forer. Figure 3 à publier Procédé pour déterminer une trajectoire d'un puits dans un réservoir pétrolier La présente invention concerne le domaine technique de l'industrie pétrolière, et plus particulièrement l'exploitation de gisements pétroliers. En particulier, l'invention permet d'exploiter efficacement un gisement, en déterminant la trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans ce gisement. L’exploitation pétrolière d’un gisement consiste à déterminer les zones du gisement présentant le meilleur potentiel pétrolier, à définir des schémas d’exploitation pour ces zones (afin de définir le type de récupération, le nombre et les positions des puits d’exploitation permettant une récupération d’hydrocarbures optimale), à forer des puits d’exploitation et, de façon générale, à mettre en place les infrastructures de production nécessaires au développement du gisement. De manière générale, l’exploitation de réservoirs géologiques pétroliers nécessitent d’acquérir une connaissance aussi précise que possible de la géologie souterraine, et ce, afin de fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou de la gestion de l’exploitation. En effet, la détermination de l’emplacement d’un puits de production et/ou d’un puits d’injection au sein d’un gisement d’hydrocarbures, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, le choix d'un procédé de récupération des hydrocarbures (tel que l'injection d'eau par exemple) et des paramètres nécessaires à la mise en œuvre de ce procédé (tels que la pression d’injection, le débit de production,...) nécessitent de bien connaître le gisement. La connaissance d’un gisement signifie disposer d’une description aussi précise que possible de la structure, des propriétés pétrophysiques, des propriétés des fluides, etc., du gisement étudié. Pour acquérir cette connaissance, l’industrie pétrolière allie les mesures sur champ (réalisées in situ, lors de campagnes sismiques, de mesures dans des puits, de carottages etc.) aux modélisations expérimentales (réalisées au laboratoire) ainsi qu’aux simulations numériques (réalisées au moyen de logiciels). La formalisation de cette connaissance passe ensuite par l’établissement d’une maquette du sous-sol, connue sous le terme de modèle géologique, qui permet de rendre compte de ces aspects de façon approchée. Généralement, ce type de maquette est représenté sur un ordinateur, et l’on parle alors de modèle numérique. Un modèle géologique a généralement une taille de mailles de l'ordre de la dizaine de mètres. Lorsqu’un modèle respectant l’ensemble des données mesurées sur le terrain est finalement obtenu, il est utilisé pour prédire les déplacements de fluide dans le réservoir et planifier le développement futur du gisement. Par exemple, pour les champs matures, il faut pouvoir sélectionner les zones où forer de nouveaux puits, soit pour produire l’huile par déplétion, soit pour injecter un fluide qui maintient la pression à un niveau suffisant dans le réservoir. Pour apprécier la performance d'un puits en un point, on peut reproduire ou prédire (i.e. "simuler") la production d’hydrocarbures réelle en mettant en œuvre sur ordinateur un logiciel de simulation d'écoulement, appelé également simulateur de réservoir. Le simulateur de réservoir calcule les écoulements et l'évolution des pressions au sein du réservoir représenté par un modèle de réservoir. Si la puissance informatique disponible pour réaliser les simulations d’écoulement le permet, le modèle de réservoir peut se confondre avec le modèle géologique. Dans le cas contraire, le modèle de réservoir peut être obtenu à l’issue d’une technique d’upscaling (mise à l’échelle), qui permet de passer du modèle géologique (modèle aux mailles plus fines) au modèle réservoir (modèle aux mailles plus grossières). Cette étape d’upscaling est bien connue du spécialiste en ingénierie de réservoir et peut être réalisée par exemple à l’aide du logiciel CobraFlow TM (IFP Energies nouvelles, France). Un modèle de réservoir a généralement une taille de mailles de l'ordre de la centaine de mètres. Ainsi, de manière générale, un simulateur d'écoulement calcule l’évolution spatiale et temporelle de l’écoulement et de la thermodynamique des fluides contenus dans un gisement ainsi que la production aux puits de production implantés dans ce gisement. Ainsi, préalablement à tout forage réel d'un puits dans le gisement, le spécialiste peut définir un puits par sa trajectoire dans un modèle de réservoir, puis exécuter une simulation de réservoir pour évaluer la performance de ce puits. La performance d'un puits peut s'apprécier notamment à partir de la quantité d'hydrocarbures qu'il produit, tout en respectant les contraintes du champ (par exemple limiter la production d’eau associée avec un water-cut maximum, limitation de chute de pression au puits). Pour maximiser la production d'un champ, il faudrait pouvoir tester toutes les positions et trajectoires possibles des puits à forer et ainsi sélectionner la ou les meilleures d'entre elles. Une telle approche est inappropriée en pratique, car trop consommatrice en temps de calcul. Une alternative consiste à lancer un processus dit "d'optimisation de placement de puits", visant à rechercher la position du puits permettant d’optimiser la production du gisement étudié. Toutefois, cette démarche est également délicate à mettre en œuvre, car elle nécessite des milliers d’itérations et donc des milliers de simulations de réservoir. Le concept de carte d'indicateurs de production, également appelée dans la littérature carte de qualité, a été introduit pour répondre de façon pratique au problème du placement de nouveaux puits dans un réservoir. Il s’agit d’une carte bidimensionnelle, comprenant un ensemble de mailles, où chaque maille est associée à une valeur réelle qui montre comment un nouveau puits placé dans la maille en question impacte la production ou la valeur actuelle nette (VAN) par rapport au cas de base. Un indicateur de production définit un impact sur la production du fluide (hydrocarbure) lié à l'ajout d'un puits dans la maille considérée. Pour construire cette carte, on peut faire une simulation d'écoulement pour chaque maille où il est possible de placer un puits. Si le réservoir comprend NX et NY mailles suivant les axes X et Y, le nombre total de mailles à examiner est de NX×NY auquel on soustrait les nombres de mailles non actives et de mailles dans lesquelles on a déjà un puits pour le cas de base. Cette approche nécessite un temps de calcul significatif dès que NX×NY est important. En outre, les mailles possibles étant considérées les unes après les autres, les interférences entre les nouveaux puits ne sont pas prises en compte. On connait la demande de brevet EP 2963235 B1 (US 14/790944), qui concerne un procédé pour optimiser la position de puits, au moyen d'une analyse statistique d’attributs statiques et dynamiques du champ pétrolier. L'analyse visuelle des différentes attributs étant délicates sur plusieurs grilles 3D, ce procédé propose de classer les mailles du modèle réservoir à partir de ces attributs en utilisant une méthode de classification non-supervisée. On obtient une grille 3D d’indicateurs de classe discriminante par rapport à l’ensemble des combinaisons de ces attributs. Puis, à partir d'une géométrie prédéfinie du nouveau puits à forer et de ces indicateurs de classes en 3D, on construit une carte bidimensionnelle (et donc plus facile à analyser) d'indicateurs de qualité pour déterminer la position optimale du nouveau puits à forer. Toutefois, ce procédé présente l'inconvénient que la géométrie du nouveau puits à forer est prédéfinie et ne permet donc pas de définir une trajectoire optimale du puits à forer. On connait également le brevet EP 1389298 B1 (US 6549879 B1) qui concerne la détermination de la position optimale d'un puits à partir d'un modèle de réservoir 3D. Plus précisément, le procédé décrit dans ce brevet vise à optimiser à la fois le placement de puits et sa trajectoire (vertical, dévié ou horizontal). Ce procédé comprend deux étapes principales : Recherche d’un emplacement optimal en supposant d’abord que les puits sont seulement verticaux. Dans un premier temps, ce procédé comprend une étape d'identification de mailles caractérisées par des paramètres statiques du réservoir similaires (par exemple en appliquant un seuil sur les valeurs de porosité). Puis, un algorithme de connectivité (recherche de cellules connectées de proche en proche) est utilisé pour regrouper ces mailles dans des corps géologiques (« geobodies »). A partir de ces geobodies, un indice de qualité par maille du geobody est estimé, en effectuant la somme des valeurs d’une propriété (par exemple la porosité) de la maille d’intérêt et de celles appartenant à un volume de drainage et au même geobody. Dans ce document, le volume de drainage est défini arbitrairement, comme un volume rectangulaire de mailles, en multipliant un rayon de drainage par un rapport de forme, prédéfinis de manière arbitraire. Pour prendre en compte la tortuosité des geobodies dans ce calcul d’indice de qualité, la valeur de l'indicateur de qualité est ajustée en fonction des mailles rencontrées sur des chemins aléatoires entre la maille étudiée et les limites de l’aire de drainage et/ou du geobody (algorithme de tortuosité). Ainsi, seules les valeurs des propriétés des mailles rencontrées sont prises en compte dans la sommation pour l’indice de qualité. Cette sommation peut éventuellement être pondérée par la résistance rencontrée (i.e. l’inverse des perméabilités). A partir de ces calculs, des cartes bidimensionnelles d’indices de qualité sont construites en ne conservant que la valeur maximum de l’indice de qualité sur une droite verticale (hypothèse d'un puits vertical). Finalement, en 3D, les emplacements pour les puits verticaux sont choisis de manière à maximiser le cumulé d’indices de qualité pour les emplacements choisis tout en ayant un nombre de puits maximum et en respectant la distance minimum intra-geobody. Les puits verticaux sont ensuite évalués pour optimiser la complétion, en étant éventuellement déviés ou horizontaux, pour intersecter au maximum les zones d’intérêts (à fort potentiel en terme de volume d’huile). Plus précisément, la détermination de l’orientation et de la trajectoire optimale du puits se fait de la manière suivante : Sélection d’une maille non-exploitée et ayant un indice de qualité maximum, Sélection aléatoire d’un nombre arbitraire de mailles non-exploitées dans un rayon arbitraire à la première maille sélectionnée (par exemple à la taille maximale du puits), Définition de la trajectoire de puits en maximisant le cumulé d’indices de qualité sur la trajectoire tout en respectant une longueur de puits maximum et un angle de déviation maximum Ainsi, le procédé décrit dans le document EP 1389298 B1 (US 6549879 B1) détermine la position d'un point de référence du nouveau puits à forer en supposant que le nouveau puits à forer est un puits vertical, et à partir d'informations représentées sur une carte bi-dimensionnelle. Puis à partir de cette position qui correspond au début de la trajectoire du puits et d'une sélection arbitraire de positions potentielles pour la fin de la trajectoire du puits, et en fonction d'un indice de qualité déterminé pour chacune des mailles dans le volume 3D, une trajectoire est déterminée de manière à maximiser le cumulé d’indices de qualité sur la trajectoire tout en respectant une longueur de puits maximum et un angle de déviation maximum. La présente invention permet de pallier ces inconvénients. Notamment, le procédé selon l'invention permet de sélectionner une géométrie et un emplacement du puits à forer directement à partir d'informations en 3D, sans prédéfinir de géométrie ni d'emplacement initial ou final de la trajectoire du puits et sans avoir à passer par des informations résumées en 2D. De plus, le procédé selon l'invention rationalise la délimitation des ensembles de mailles connectées entre elles (ou geobodies), au moyen d'une classification des mailles fonction de la combinaison de propriétés statiques et dynamiques, et non pas à partir d'une valeur seuil arbitraire sur une propriété statique. En outre, le procédé selon l'invention prend en compte un indicateur de qualité des geobodies pour améliorer la détermination de la trajectoire optimale d'un puits. Procédé pour exploiter les hydrocarbures d'un réservoir géologique traversé par au moins un puits, lesdits hydrocarbures ayant été produits entre un temps t0 et un temps t1, dans lequel on construit une représentation maillée dudit réservoir à partir de mesures de propriétés relatives audit réservoir géologique, caractérisé en ce qu'on détermine une trajectoire d'au moins un nouveau puits à forer dans ledit réservoir à un temps t2 postérieur au temps t1, ladite trajectoire ayant une longueur prédéfinie, en mettant en œuvre au moins les étapes suivantes : on réalise une simulation de réservoir entre ledit temps t0 et ledit temps t2, à partir de ladite représentation maillée et d’un simulateur de réservoir ; à partir d’au moins les résultats de ladite simulation de réservoir, on détermine une valeur d'au moins un attribut pour chacune des mailles de ladite représentation maillée et on applique une méthode de classification auxdites valeurs desdits attributs pour les regrouper en classes ; pour chacune desdites classes, on détermine un indicateur de qualité de ladite classe à partir des valeurs desdits attributs appartenant à ladite classe et on sélectionne au moins une classe telle que ledit indicateur de qualité de ladite classe satisfait à un premier critère prédéfini ; on délimite au moins un corps géologique en recherchant, parmi les mailles de ladite représentation maillée appartenant à ladite classe sélectionnée, un ensemble d'au moins deux mailles voisines entre elles ; pour chacun desdits corps géologiques délimités, on détermine un indicateur de qualité dudit corps géologique à partir au moins des valeurs d'au moins un desdits attributs des mailles appartenant audit corps géologique ; pour chacune des mailles de chacun desdits corps géologiques, on détermine un indicateur de qualité de ladite maille dudit corps géologique à partir desdites valeurs d'au moins un desdits attributs déterminés pour ladite maille et pour des mailles voisines de ladite maille ; On détermine ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2, à partir au moins desdits indices de qualité desdits corps géologiques, desdits indices de qualité desdites mailles desdites corps géologiques, et de ladite longueur de ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer ; On fore au moins ledit nouveau puits selon ladite trajectoire déterminée et on exploite lesdits hydrocarbures dudit réservoir géologique au moyen au moins dudit nouveau puits foré. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on détermine ladite trajectoire dudit nouveau puits à forer audit temps t2 de la manière suivante : - on détermine au moins une première maille de ladite trajectoire en sélectionnant ladite maille de ladite représentation maillée vérifiant au moins les conditions suivantes : ladite maille appartient audit objet géologique ayant un indicateur de qualité de corps géologique satisfaisant à un deuxième critère prédéfini et ladite maille a un indicateur de qualité de maille satisfaisant à un troisième critère prédéfini ; - à partir de ladite première maille, on recherche une liste ordonnée de mailles voisines deux à deux telle qu'une courbe passant par les mailles de ladite liste ordonnée ait une longueur égale à ladite longueur prédéfinie de ladite trajectoire et de manière à satisfaire un quatrième critère relatif à une somme, réalisée pour toutes les mailles de ladite liste ordonnée, d'un paramètre déterminé pour chacune des mailles de ladite liste ordonnée, ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée étant fonction de la distance euclidienne entre ladite maille et la maille précédente dans ladite liste ordonnée et d'au moins ledit indice de qualité de ladite maille. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée est en outre fonction de l'indicateur de qualité de la maille voisine précédant ladite maille dans ladite liste ordonnée. Procédé selon l'une des revendication 2 à 3, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée est en outre fonction dudit indicateur de qualité dudit objet géologique auquel appartient ladite maille. Procédé selon la revendication 4, dans lequel ledit paramètre d'une maille de ladite liste ordonnée s'exprime selon une formule du type : [Math 3] où D eucl est ladite distance euclidienne entre ladite maille et ladite maille voisine précédant ladite maille dans ladite liste ordonnée, est une moyenne des indices de qualité de ladite maille et de ladite maille voisine précédant ladite maille dans ladite liste ordonnée et IQ G est ledit indicateur de qualité dudit objet géologique auquel appartient ladite maille. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit attribut est choisi parmi : la hauteur d’huile et/ou de gaz, la perméabilité relative à l’huile et/ou au gaz et ou/ à l’eau, la perméabilité horizontale, la pression de fluide, la saturation en huile et/ou en gaz et/ou en eau, la distance au puits le plus proche. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité d’une classe est calculé à partir des valeurs moyennes des valeurs desdits attributs associés à ladite classe. Procédé selon l’une quelconque des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité d’une classe correspond à une somme pondérée des valeurs moyennes normalisées desdits attributs de ladite classe. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ladite méthode de classification est l'algorithme du K-means. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit indice de qualité dudit objet géologique est déterminé en réalisant une moyenne pondérée des valeurs desdits attributs déterminées à l'échelle dudit objet géologique, et dans lequel on détermine une valeur d'un attribut à l'échelle dudit objet géologique : - en réalisant une moyenne desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique, ou - en réalisant une somme desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps, ou - en prenant le maximum ou le minimum desdites valeurs dudit attribut en chacune des mailles dudit corps géologique. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit indicateur de qualité de ladite maille dudit objet géologique est déterminé au moyen d'une moyenne glissante appliquée dans une fenêtre incluant des mailles voisines de ladite maille. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel on réitère les étapes a) à h), l’étape a) à une itération donnée supérieure ou égale à 2 étant réalisée en tenant compte de la position desdits nouveaux puits ajoutés à l’itération précédente. Produit programme d'ordinateur téléchargeable depuis un réseau de communication et/ou enregistré sur un support lisible par ordinateur et/ou exécutable par un processeur, dans lequel il comprend des instructions de code de programme pour la mise en œuvre du procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.