FR2996038A1 - Procede d'exploitation d'un bassin sedimentaire au moyen d'un modele de bassin cale thermiquement - Google Patents

Abstract

L'invention concerne un procédé d'exploitation d'un bassin sédimentaire traversé par un puits pour lequel on acquiert des données thermiques. On réalise les étapes suivantes : a) on cale (CAL) une carte de flux de chaleur à la base dudit bassin pour chaque temps géologique au moyen des étapes suivantes : i) on génère une carte initiale de flux de chaleur (EXT) ; ii) on détermine un flux de chaleur (PUI) à la base du bassin au niveau du puits, le flux étant cohérent avec les données thermiques ; iii) on détermine la carte de flux de chaleur du bassin par interpolation (INT), pour chaque temps géologique, du flux de chaleur au niveau du puits, l'interpolation étant contrainte par la carte initiale de flux de chaleur ; et b) on exploite (EXP) ledit bassin sédimentaire au moyen des cartes de flux de chaleur calées.

Description

La présente invention concerne le domaine de l'exploration pétrolière. L'exploration pétrolière consiste à rechercher des gisements d'hydrocarbures dans un bassin sédimentaire. La démarche générale comporte des allers-retours entre : - des expertises et des études géologiques d'évaluation du potentiel pétrolier du bassin sédimentaire, réalisées à partir des données disponibles (affleurements, campagnes sismiques, forages). Cette expertise vise : o à mieux comprendre l'architecture et l'histoire géologique du sous-sol, notamment à étudier si des processus de maturation et de migration d'hydrocarbures ont pu se mettre en place ; o à identifier les zones du sous-sol dans lesquelles ces hydrocarbures ont pu s'accumuler ; o à établir quelles zones présentent le meilleur potentiel économique, évalué à partir du volume et de la nature des hydrocarbures probablement piégés (viscosité, taux de mélange avec de l'eau, composition chimique ...), ainsi que de leur coût d'exploitation (contrôlé par exemple par la profondeur et la pression de fluide). - des forages d'exploration dans les différentes zones présentant le meilleur potentiel, afin de confirmer ou infirmer le potentiel estimé préalablement, et d'acquérir de nouvelles données pour alimenter de nouvelles études plus précises. Dans certains bassins sédimentaires, ayant subi une histoire géologique compliquée faisant interagir de nombreux processus physiques, ou lorsque le volume de données est très important, une simple intervention humaine d'expertise ne suffit pas à prédire l'emplacement et l'intérêt économique des gisements. On met alors en oeuvre une démarche faisant appel à des outils informatiques de synthèse des données disponibles et de simulation de l'histoire géologique et des multiples processus physiques qui la contrôlent. Il s'agit d'une démarche dite de "modélisation de bassin" (intégrant également une "modélisation du système pétrolier"). Elle fournit une cartographie prédictive du sous-sol indiquant l'emplacement probable des gisements, ainsi que la teneur, la nature et la pression des hydrocarbures qui y sont piégés. La compréhension des principes de la genèse des hydrocarbures et leurs liens avec l'histoire géologique du sous-sol, a permis la mise au point de méthodes de prédiction du potentiel pétrolier et de l'emplacement des gisements dans les bassins sédimentaires. Ces méthodes s'appuient sur des observations géologiques effectuées sur le terrain, et des géologues experts intègrent leurs connaissances dans un raisonnement visant à fournir des hypothèses de scénarios de formation, migration et piégeage des hydrocarbures pour chaque bassin étudié. Les forages d'exploration sont ensuite réalisés suivant leurs recommandations, avec un taux de succès de l'ordre d'une découverte de gisement pour 10 puits forés. Les informations fournies par cette phase d'expertise sont essentiellement qualitatives. Dans les années 80, le développement de l'informatique a fourni de nouveaux outils pour assister les géologues dans cette démarche, les aider à fournir des informations quantitatives et plus fiables, et leur permettre ainsi d'augmenter ce taux de succès. De nombreux codes informatiques se sont développés pour mieux appréhender et quantifier chacun des phénomènes géologiques contrôlant la formation, la migration et le piégeage des hydrocarbures. Parmi ces outils, on peut citer notamment les logiciels dits "de modélisation de bassin". Les logiciels de modélisation de bassin permettent de simuler en une, deux ou trois 15 dimensions, l'ensemble des processus sédimentaires, tectoniques, thermiques, hydrodynamiques et de chimie organique qui interviennent lors de la formation d'un bassin pétrolier. La démarche suivie par la plupart des modèles de bassin comporte trois phases : 1. une phase de construction d'un maillage du sous-sol tel qu'il est supposé au temps actuel, suivant une hypothèse sur son architecture interne et sur les propriétés 20 qui caractérisent chaque maille : par exemple leur porosité, leur nature sédimentaire (argile, sable ...) ou encore leur teneur en matière organique au moment de leur sédimentation. La construction de ce modèle se base sur des données acquises lors de campagnes sismiques ou lors de mesures en forages. 2. une phase de reconstruction des étapes antérieures de l'architecture du 25 bassin utilisant les résultats de la restauration structurale. 3. une étape de simulation numérique d'une sélection de phénomènes physiques se déroulant au cours de l'évolution du bassin et contribuant à la formation des pièges pétroliers. Le modèle de bassin est un outil fondamental pour l'exploration, car il fournit en sortie 30 l'ensemble des données nécessaires à la prédiction de la localisation des gisements et de leur intérêt économique. Parallèlement au développement des outils de modélisation numérique, des outils. d'aide à l'utilisation et à la prise en main de ces outils ont été mis au point. Parmi eux on trouve les outils et méthodes de calage des modèles numériques. 35 Le calage des modèles numériques Les logiciels de calage des modèles numériques visent à aider le modélisateur à obtenir un ou des modèles satisfaisant des conditions préalablement définies, déduites directement de données observées et mesurées. Ils permettent de systématiser la méthode et de gagner du temps sur la tâche de calage du modèle numérique indispensable à toute utilisation visant à prédire ou estimer des valeurs. La démarche suivie par la plupart des algorithmes de calage est généralement basée sur une boucle d'optimisation des paramètres d'entrée du modèle numérique. Préalablement à cette boucle d'optimisation, les informations concernant l'objectif recherché par l'optimisation ainsi que les paramètres à ajuster doivent être définis. Le calage des modèles numériques comporte ainsi trois grandes phases : 1. une phase de définition de l'objectif à atteindre à partir des données acquises lors de campagnes sismiques ou lors de mesures en forages. Ces objectifs correspondent à des valeurs qu'il est possible de comparer avec les résultats de simulation numérique (pressions, températures,...). Cet objectif est généralement fixé avant la mise en place de la boucle d'optimisation. 2. une phase de définition de l'espace de recherche d'un modèle satisfaisant. Dans cette phase le modélisateur précise les paramètres d'entrée de sa modélisation, et leurs valeurs possibles, susceptibles d'être modifiés afin d'obtenir un modèle cohérent avec les observations. Cette définition de l'espace de recherche est généralement effectuée avant la mise en place de la boucle d'optimisation. 3. la réalisation de la boucle d'optimisation du modèle. Généralement la boucle d'optimisation suit les étapes suivantes : une première étape où un certain nombre de modèles numériques utilisant des paramétrisations différentes ou non (notamment dans le cas où certains paramètres sont stochastiques) sont réalisées et pour lesquelles les résultats sont comparés à l'objectif. La comparaison entre résultats des modèles et objectif poursuivi guide ensuite l'optimisation vers de nouvelles paramétrisations du modèle numérique jusqu'à obtention d'un modèle satisfaisant. Pour réaliser le calage thermique du modèle de bassin, différentes approches sont mises en oeuvre. Selon une première approche, un utilisateur expert (par exemple un géologue) disposant de suffisamment de temps et d'information tente de finement contraindre non seulement le remplissage sédimentaire du bassin étudié mais également les propriétés physiques de la croûte et du Moho (limite entre la croûte terrestre et le manteau supérieur de la terre) ainsi que leur évolution au court du temps. Cette reconstruction fine de l'ensemble de l'histoire sédimentaire et crustale lui permet généralement d'obtenir de bons résultats en thermique. De plus, cette approche permet d'obtenir un modèle prédictif dans les zones peu contraintes par les mesures. Cependant, il n'est pas toujours possible de procéder de la sorte par manque de temps, de compétence (d'un expert) ou de données. Une autre approche moins contraignante et certainement un peu plus rapide consiste à inverser les flux de chaleurs à la base du bassin sédimentaire au niveau de chaque puits pour lequel on dispose de mesures et d'interpoler les résultats de l'inversion en temps et en espace. Cette approche est celle adoptée dans le module de calage assisté proposé par le logiciel Petromod TM (IES/Schlumberger, USA). Toutefois, la méthode implémentée dans cet outil de modélisation de bassin présente plusieurs inconvénients : la cohérence de l'histoire thermique n'est pas nécessairement préservée et la propagation des résultats d'optimisation dans les zones non contraintes par des mesures ne tient pas compte de l'information géologique du bassin. Dans ce contexte, l'invention concerne un procédé d'exploitation d'un bassin sédimentaire au moyen d'un modèle de bassin calé de telle sorte que le calage prenne en compte à la fois des informations géologiques afin de conserver la cohérence spatiale de l'histoire thermique du bassin et des flux de chaleur ajustés au niveau des puits de manière à conserver la cohérence temporelle de l'histoire thermique du bassin. Selon l'invention, le calage thermique du modèle de bassin est réalisé de manière efficace, guidée et à haute valeur ajoutée géologique dans des contextes typiquement tridimensionnels. Le procédé selon l'invention L'invention concerne un procédé d'exploitation d'un bassin sédimentaire traversé par au moins un puits pour lequel on acquiert des données thermiques, l'architecture et la nature dudit bassin résultant d'une déformation du sous-sol au cours des temps géologiques entre un temps géologique t et un temps actuel, dans lequel on construit un maillage représentatif de l'architecture actuelle dudit bassin et on reconstruit l'architecture dudit bassin pour différents temps géologiques depuis le temps actuel vers le temps géologique t. Pour ce procédé, on réalise les étapes suivantes : a) on cale une carte de flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin pour chaque temps géologique en mettant en oeuvre les étapes suivantes : i) on génère une carte initiale de flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin pour chaque temps géologique au moyen d'un simulateur de bassin ; ii) on détermine un flux de chaleur à la base du bassin au niveau de l'emplacement dudit puits, ledit flux de chaleur étant déterminé de telle sorte que ledit flux de chaleur à la base du bassin au niveau de l'emplacement dudit puits soit cohérent avec lesdites données thermiques au niveau dudit puits ; iii) on détermine ladite carte de flux de chaleur du bassin par interpolation, pour chaque temps géologique, dudit flux de chaleur à la base du bassin déterminé au niveau de l'emplacement dudit puits, l'interpolation étant contrainte par ladite carte initiale de flux de chaleur ; et b) on exploite ledit bassin sédimentaire au moyen desdites cartes de flux de chaleur calées pour chacun desdits temps géologiques. Selon l'invention, on ajuste lesdits flux de chaleur à l'emplacement dudit puits en réalisant les étapes suivantes : on simule des données thermiques au niveau dudit puits au moyen dudit simulateur de bassin et à partir de ladite carte initiale ; on modifie ladite carte initiale en modifiant une valeur de flux à l'emplacement dudit puits jusqu'à ce que lesdites données thermiques simulées soient sensiblement égales auxdites données thermiques acquise au puits. Avantageusement, on détermine ledit flux de chaleur au niveau de l'emplacement dudit puits en réalisant les étapes suivantes : (1) on construit un modèle de puits à une dimension au niveau dudit puits à partir de la reconstruction dudit maillage ; (2) on simule des processus thermiques au moyen d'un simulateur de bassin pour ledit modèle de puits afin de déterminer des données simulées correspondant aux données thermiques ; (3) on cale au moyen d'un algorithme d'optimisation ledit modèle de puits pour que les données simulées reproduisent lesdites données thermiques ; et (4) on déduit, pour chaque temps géologique, dudit modèle de puits calé ledit flux de chaleur à la base du bassin sédimentaire au niveau de l'emplacement dudit puits. De préférence, ledit algorithme d'optimisation est une méthode par gradients ou une méthode bayésienne.

Selon un mode de réalisation de l'invention, on génère une carte initiale de flux de chaleur au moyen des étapes suivantes : (1) on simule des processus thermiques à partir de ladite reconstruction de l'architecture de bassin au moyen d'un simulateur de bassin ; et (2) on extrait de ladite simulation pour chaque temps géologique une carte initiale de flux de chaleur. En outre, on peut exploiter ledit bassin sédimentaire en mettant en oeuvre les étapes suivantes : ii) on génère un modèle de bassin contraint par ladite carte de flux de chaleur calée iii) on simule des données thermiques du bassin au moyen dudit modèle de bassin et d'un simulateur de bassin ; iv) on sélectionne des zones d'exploitation du bassin au moyen desdites données thermiques ; et v) on exploite ledit bassin au niveau desdites zones sélectionnées. Avantageusement, la simulation détermine des processus thermiques tels que la mise en place d'au moins une couche sédimentaire dudit bassin et/ou la compaction de ladite couche sédimentaire et/ou le réchauffement de ladite couche sédimentaire et/ou la transformation chimique de matière organique dudit bassin en hydrocarbures et/ou les modifications de pressions de fluides dudit bassin et/ou le déplacement d'hydrocarbures dans ledit bassin et/ou le piégeage d'hydrocarbures dans des gisements. De préférence, les données thermiques sont des mesures de températures et/ou de réflectance de la vitrinite et/ou de maturité de la matière organique dudit bassin sédimentaire, lesdites mesures étant acquises en cours de forage et/ou en cours d'exploitation dudit bassin. De plus, l'interpolation peut être réalisée au moyen d'une méthode d'interpolation par krigeage, notamment une méthode d'interpolation par krigeage par dérive externe ou une méthode de co-krigeage co-localisé. Selon un mode de réalisation de l'invention, on construit ledit maillage en discrétisant l'architecture du sous-sol telle qu'elle est supposée au temps actuel, puis en attribuant des propriétés aux roches sur la base de données acquises lors de campagnes sismiques et/ou lors de mesures de forage.

Selon une variante de réalisation de l'invention, on détermine pour chaque puits des incertitudes sur les flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin sédimentaire, puis on en déduit des incertitudes sur les flux de chaleur de ladite carte calée au moyen de ladite interpolation.

L'invention concerne également un 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, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en oeuvre du procédé tel que décrit précédemment, lorsque ledit programme est exécuté sur un ordinateur.35 Présentation succincte des figures D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.

La figure 1 illustre les étapes du procédé selon l'invention. La figure 2 illustre la position de puits pour un bassin sédimentaire. La figure 3 illustre une carte de flux de chaleur au niveau de la base du bassin. La figure 4 est une courbe représentant l'évolution du flux de chaleur (W/m2) au cours du temps pour un puits au niveau de la base du bassin sédimentaire.

Les figures 5a) à 5 d) illustrent le calage pour un puits de la température T et de la réflectance de la vitrinite V par différents algorithmes de calage. La figure 6 représente l'évolution du flux de chaleur pour un puits au niveau de la base du bassin en fonction des différents algorithmes de calage. Les figures 7a) à 7c) illustrent des cartes de flux obtenues par différentes méthodes d'interpolation. Description détaillée de l'invention L'invention concerne l'exploitation d'un bassin sédimentaire, notamment l'extraction d'hydrocarbures. Le bassin sédimentaire est traversé par au moins un puits, pour lequel on acquiert au cours du forage du puits et/ou de l'exploitation du bassin des données thermiques. Ces données thermiques sont notamment des mesures de températures, de réflectance de la vitrinite (qui traduit la maturité du bassin) et/ou des mesures de transformation de la matière organique du bassin sédimentaire. Classiquement, un bassin sédimentaire comprend plusieurs couches sédimentaires. On rappelle qu'un sédiment est une particule de taille et d'origine variable, détachée de sa matrice originelle par des phénomènes d'érosion et transportée par la gravité, l'eau, le vent ou la glace ; le dépôt de sédiments sur une superficie de taille variable étant à l'origine de la formation des couches sédimentaires. L'invention vise l'exploitation d'un bassin déterminée au moyen d'un modèle de bassin calé avec les données thermiques observées et tenant compte de l'information géologique du bassin. La figure 1 illustre les différentes étapes du procédé selon l'invention : I. Maillage du bassin sédimentaire (MAI) 2. Reconstruction historique (REC) 3. Simulation des processus thermiques (SIM) 4. Extraction des cartes de flux initiales (EXT) 5. Détermination des flux au niveau des puits (PUI) 2 99603 8 8 6. Interpolation (INT) 7. Exploitation du bassin (EXP) Les étapes de simulation, extraction, ajustement et interpolation concernent le calage des cartes de flux de chaleur (CAL) à la base des sédiments. 5 Étape 1) Maillaqe du bassin (MAI) La construction d'un maillage représentatif de l'architecture du bassin consiste à discrétiser en trois dimensions l'architecture du sous-sol telle qu'elle est supposée au temps actuel, à attribuer des propriétés aux roches qui compose le modèle et à ajouter des 10 conditions aux limites du modèle pour rendre compte de l'interaction de la zone modélisée avec son environnement. Pour cela, on réalise une hypothèse sur son architecture interne et sur les propriétés qui caractérisent chaque maille : par exemple leur porosité, leur nature sédimentaire (argile, sable ...) ou encore leur teneur en matière organique au moment de leur sédimentation. La construction de ce modèle se base notamment sur des données 15 acquises lors de campagnes sismiques ou lors de mesures lors de forages. Étape 2) Reconstruction historique (REC) Dans cette étape, on reconstitue des architectures passées du bassin depuis le temps actuel jusqu'à un temps géologique t, antérieur à l'actuel. Pour ce faire, on déforme le 20 maillage construit à l'étape précédente afin de représenter l'évolution anti-chronologique de l'architecture du sous-sol au cours des temps géologiques. On représente cette déformation par une succession d'un nombre discret de maillages. Par exemple, la reconstruction historique, également appelée restauration structurale, peut être particulièrement simple si elle se base sur l'hypothèse que sa déformation résulte 25 uniquement d'une combinaison de mouvements verticaux par compaction du sédiment ou par surrection ou affaissement de son socle. Cette étape est appelée "backstripping" ("backstripping" est une technique d'analyse géophysique utilisée pour des séquences de couches sédimentaires. Cette technique est utilisée pour estimer quantitativement la profondeur à laquelle la base du bassin devrait être en l'absence de sédiment et de charge 30 d'eau). Cette technique est décrite notamment dans le document : Steckler, M.S., and A.B. Watts, Subsidence of the Atlantic-type continental margin off New York, Earth Planet. Sci. Lett., 41, 1-13, 1978. Elle repose sur l'hypothèse de préservation des verticales : tout segment vertical traversant le bassin reste le long de la même droite verticale au cours de la déformation ; sa longueur et sa cote évoluent cependant au cours du temps sous l'effet de la 35 compaction des terrains et de la subsidence du bassin. C'est une forme de restauration cinématique, qui n'est valide que pour les cas les plus simples de contexte tectonique. Une autre méthode de reconstruction historique qui est adaptée pour les bassins présentant des cassures, est décrite dans la demande de brevet FR 2 930 350 A. Étape 3) Simulation (S 1M) Au cours de cette étape, on simule l'ensemble des processus sédimentaires, tectoniques, thermiques et éventuellement hydrodynamiques et de chimie organique et minérale qui interviennent lors de la formation d'un bassin pétrolier sur le maillage de référence intégrant la représentation de la croûte terrestre au cours des temps géologiques suivant l'ordre chronologique. On peut ajouter au maillage obtenu précédemment, un maillage décrivant la croûte terrestre (jusqu'au Moho) et ses caractéristiques thermiques. Selon l'invention, on utilise un modèle complet incluant la représentation de l'évolution du bassin et de la croûte sous-jacente au cours du temps. L'information sur la partie crustale du modèle peut être explicite si le modélisateur a défini une histoire d'évolution de la croûte ou implicite si aucune information n'a été précisée.

Lors de cette simulation, on met en oeuvre la discrétisation et la résolution des équations de la physique, plus particulièrement de la thermique suivant l'ordre chronologique, dans le maillage obtenu lors l'étape de reconstruction. La simulation peut être réalisée par un simulateur de bassin par exemple le logiciel TemisFlow TM (IFP Énergies nouvelles, France). Pour ces logiciels de modélisation de bassin, on peut paramétrer un modèle pour le calcul des champs de température présents et passés (ainsi que d'autres résultats thermiques associés) de plusieurs manières : on peut choisir d'utiliser un gradient thermique (exprimé en °C/km), un flux de chaleur à la base des sédiments (W/m2) ou une température à la base du Moho (généralement 1330°C). Avec cette dernière possibilité, le simulateur peut calculer des flux de chaleur (W/m2) dans l'ensemble du modèle et notamment à la base des sédiments. Au moyen de cette étape de simulation des processus géologiques et géochimiques, au cours des temps géologiques et suivant l'ordre chronologique, on dispose des d'informations sur les données suivantes : - la mise en place des couches sédimentaires, - leur compaction sous l'effet du poids des sédiments sus-jacents, - leur réchauffement au cours de leur enfouissement, et éventuellement sur : - la transformation chimique de la matière organique en hydrocarbures, - les modifications de pressions de fluides résultant de cet enfouissement, - le déplacement de ces hydrocarbures dans le bassin sous l'effet de la flottabilité, de la capillarité et de l'advection par les écoulements souterrains, et - le piégeage des hydrocarbures dans les gisements. Parmi ces résultats, on récupère notamment les flux de chaleur à la base des sédiments présents et passés. Étape 4) Extraction de cartes de flux initiales (EXT) A la suite de la simulation, on procède à l'extraction des valeurs de flux de chaleur présents et passés au niveau de la base du bassin sédimentaire (également appelée base des sédiments) sous forme d'une carte. Le niveau de la base du bassin sédimentaire correspond à la base de la pile sédimentaire, c'est à dire à l'interface entre la croûte et les sédiments en tout point du modèle, il s'agit des points les plus profonds du bassin sédimentaire. On extrait une carte de flux de chaleur initiale pour chaque pas de simulation, c'est-à-dire à chaque temps géologique. Ces flux et notamment leur évolution temporelle et spatiale correspondent à la réponse thermique du modèle aux hypothèses géologiques effectuées. Ils enregistrent donc toute l'information fournie par le modélisateur tel que les effets liés aux érosions ou aux dépôts sédimentaires, les variations latérales de conductivité thermique ou les effets liés au rift (région où la croûte terrestre s'amincit). Ces cartes servent de contraintes lors de l'interpolation des résultats de calage aux puits, et les histoires de flux de chaleur à la base des sédiments au niveau de chacun des puits sont utilisées pour le calage. Le logiciel de simulation de bassin utilisé, TemisFlow TM (IFP Énergies nouvelles, France) par exemple, fournit les valeurs de flux de chaleur calculés dans chaque cellule du maillage. Il est donc possible de récupérer les valeurs correspondant aux flux de chaleur entrant dans la partie sédimentaire du modèle. Étape 5) Détermination des flux au niveau du puits (PUI) Lors de cette étape, on détermine les flux de chaleur à base du bassin au niveau de l'emplacement du/des puits traversant le bassin. Pour cela, au niveau du/des puits on acquiert au cours du forage et/ou de l'exploitation du bassin des données thermiques.

Ensuite, on détermine les flux de chaleur à la base du bassin au niveau de l'emplacement du/des puits, obtenue à l'étape précédente, en fonction de ces données thermiques de manière à avoir une bonne cohérence entre les flux et les données thermiques mesurées, ce qui permet de rendre cohérentes l'histoire de flux de chaleur au niveau des puits avec les mesures physiques. Le point à la base du bassin au niveau de l'emplacement du puits correspond à la projection verticale du puits sur la surface de la base du bassin.

Selon un mode de réalisation, on peut effectuer cet ajustement par construction de modèles de puits, puis par simulation thermique et optimisation. Dans un premier temps, pour chaque puits traversant le bassin, on forme un sous-maillage à une dimension extrait du maillage de l'étape de restauration. Ces sous-maillages à une dimension (1D) correspondent à l'emplacement des puits pour lesquels on acquiert les données thermiques et sont essentiellement verticaux. Ensuite, on simule pour ces modèles de puits l'ensemble des processus sédimentaires, tectoniques, thermiques et éventuellement hydrodynamiques et de chimie organique qui interviennent lors de la formation d'un bassin pétrolier. On simule notamment les processus géologiques et thermiques qui contrôlent la mise en place d'un système pétrolier suivant l'ordre chronologique, par discrétisation et résolution des équations de la physique de ces processus dans les modèles thermiques de puits à une dimension. Par exemple, la simulation peut être réalisée par un simulateur de bassin, tel que le logiciel TemisFlow TM (IFP Énergies nouvelles, France).

Les principes de simulation sont ceux d'une discrétisation et d'une résolution du système d'équations différentielles décrivant l'évolution des grandeurs physiques étudiées. Pour cette étape, on peut par exemple utiliser une discrétisation par la méthode des volumes finis, comme décrit par exemple dans le document : "R. Scheichl, R. Masson, J. Wendebourg, Decoupling and Block Preconditioning for Sedimentary Basin Simulations, Computational Geosciences 7(4), pp. 295-318, 2003". A la suite de la simulation des processus géologiques et thermiques (et éventuellement géochimiques et hydrodynamiques), au cours des temps géologiques et suivant l'ordre chronologique, on dispose par exemple d'informations au niveau des puits sur : - la mise en place des couches sédimentaires, - leur compaction sous l'effet du poids des sédiments sus-jacents, - leur réchauffement au cours de leur enfouissement, et éventuellement sur : - la transformation chimique de la matière organique en hydrocarbures, - les modifications de pressions de fluides résultant de cet enfouissement.

Dans l'optique du calage thermique selon l'invention, on se contente de simuler les processus géologiques et géochimiques en lien avec la thermique sur les modèles thermiques de puits pour lesquels on dispose d'observations. Un algorithme d'optimisation est utilisé pour déterminer les valeurs des paramètres du modèle en lien avec la thermique qui permettent de reproduire les données thermiques acquises. 2 99603 8 12 Les données thermiques observées utilisées sont principalement constituées de mesures de température et de réflectance de la vitrinite. La température permet principalement de contraindre les paramètres thermiques récents alors que la réflectance de la vitrinite donne des informations sur l'histoire de l'évolution thermique du bassin. 5 Selon la complexité des situations géologiques rencontrées (épisodes de rifting, érosions majeures, tectonique salifère...) les paramètres ayant de forts impacts sur les champs de températures peuvent être différents. L'objectif de l'ajustement est de déterminer la meilleure histoire thermique permettant de reproduire les propriétés mesurées tout en respectant le scénario géologique proposé. 10 Les paramètres de simulation à inverser pour le calage dépendent directement du scénario géologique proposé par le modélisateur et se traduisent par des ajustements de basse fréquence (translation de la courbe temporelle de flux de chaleur) ou de période plus courte (intensité d'un événement ponctuel ou durée déterminée telle qu'une période de volcanisme). Le résultat de cette étape consiste en des ajustements aux puits des valeurs 15 des paramètres thermiques du modèle de bassin. Si le scénario géologique reflète bien la véritable histoire géologique, il ne devrait pas y avoir de grosse correction à effectuer lors de l'inversion. Sinon cela signifie que des phénomènes ont été oubliés ou que certaines hypothèses ne sont pas justes. Dans ce cas, une correction grande longueur d'onde (translation de la courbe d'évolution de flux de chaleur au cours du temps aux puits) vient 20 compenser en partie ces effets (sans donner d'origine possible aux différences observées). L'ajustement au niveau des puits est réalisé de manière indépendante pour chacun des puits. Sans plus d'hypothèses sur l'histoire basale (pas de convection mantellique, de rifting...) l'ajustement du flux de chaleur au niveau des puits est réalisé par translation de l'histoire thermique (flux(t)=flux(t)+deltaflux). On conserve ainsi tous les effets liés à 25 l'histoire sédimentaire puisque l'on ne modifie pas les variations temporelles du flux de chaleur. Selon une variante de réalisation de l'invention, l'ajustement est réalisé avec plusieurs paramètres supplémentaires ayant un effet limité dans le temps X -1-1^1\./1- (flux(t)=flux(t)+delta_flux+dfl x .51-1(t)+ + rif M in) Les résultats obtenus peuvent être comparés aux mesures de température et de réflectance de la vitrinite. 30 Afin de pouvoir utiliser correctement la boucle d'inversion des flux de chaleur à chaque puits, il est nécessaire de comparer les données thermiques mesurées et les résultats de simulations aux mêmes profondeurs. Comme les résultats de simulation fournis ne correspondent pas nécessairement aux profondeurs auxquelles ont été mesurées les données, on estime une valeur correspondant à la profondeur de mesure. Pour les températures et la réflectance de la vitrinite, on réalise une interpolation linéaire, ce qui donne des résultats satisfaisants.

Plusieurs méthodes peuvent être utilisées pour réaliser l'ajustement automatique aux puits. Une première méthode adaptée à cet ajustement au niveau du puits est une méthode couramment utilisée et pour laquelle il existe un algorithme déjà industrialisé dans le logiciel CougarFlow TM (IFP Energies nouvelles, France) il s'agit d'une méthode par gradients. Elle utilise une méthode de plus grande pente pour déterminer le minimum d'une fonction objectif. Ce type de méthode donne généralement accès à un unique optimum de la fonction coût qui peut être un minimum local. Elle ne vise donc qu'un objectif d'ajustement du modèle. La méthode par gradients utilisée pour caler les flux de chaleur au niveau de l'emplacement des puits permet l'obtention d'un unique optimal. Or, il est courant d'observer que plusieurs 10 simulations obtiennent des valeurs de fonction objectif relativement proches mais correspondent à des histoires thermiques très différentes. A priori rien ne permet de privilégier véritablement l'une de ces histoires par rapport à une autre. De plus, l'obtention de ce paramétrage optimal ne permet pas de déterminer d'incertitude sur le paramétrage et donc de le propager par la suite sur les variables d'étude (notamment la maturité de la 15 matière organique). Une autre méthode pouvant être utilisée repose sur une approche bayésienne. Cette méthode vise à estimer une distribution de probabilité a posteriori du paramétrage d'un modèle. Cette distribution donne ainsi accès à un modèle optimal mais également à des informations qui permettent d'estimer des incertitudes sur le paramétrage du modèle et de 20 tenir compte de ces dernières sur les prédictions réalisées. En outre, cette méthode permet d'accéder à un optimum global, mais peut en revanche nécessiter de réaliser un plus grand nombre de simulations. Les distributions de probabilité peuvent par la suite être utilisées pour déterminer un paramétrage optimal ainsi que pour propager l'ensemble des incertitudes de paramétrage du modèle sur les valeurs des propriétés à prédire. 25 Étape 6) Interpolation (INT) Dans cette étape, on construit la carte calée de flux de chaleur du bassin en intégrant les informations obtenues (cartes de flux de chaleur initiales obtenues à l'étape 4 et histoires de flux de chaleur ajustées au niveau de l'emplacement des puits obtenues à l'étape 5) lors 30 des étapes précédentes. On construit des cartes de flux de chaleur présents et passés au moyen d'une interpolation des valeurs de flux à la base du bassin au niveau de l'emplacement de puits, l'interpolation étant contrainte par les cartes de flux de chaleur initiales issues de la simulation 3D. L'interpolation vise à propager latéralement, à chaque âge (chaque temps géologique), les résultats de l'inversion aux puits sous contrainte de la 35 carte de flux de chaleur ayant enregistré l'impact des choix thermiques du scénario proposé sur l'ensemble du bassin (étape de simulation (SIM)).

On propage l'information issue de la détermination du flux de chaleur au niveau de l'emplacement des puits sur les cartes de flux de chaleur initiales à chaque temps géologique. Plusieurs méthodes peuvent être appliquées pour réaliser cette propagation, notamment des méthodes géostatistiques.

Parmi celles actuellement utilisées par les modélisateurs de bassin, on trouve l'interpolation par krigeage des valeurs de flux de chaleur ou des méthodes de lissage de type interpolation d'ordre 0 ou d'ordre 1 (méthode dite de "filtering" du logiciel TemisFlow TM (IFP Énergies nouvelles, France)). Ces méthodes de l'art antérieur présentent l'avantage d'être facilement compréhensibles mais ne tiennent aucunement compte des contraintes géologiques entre les puits. Elles n'utilisent que les valeurs de flux de chaleur au niveau des puits. Selon l'invention, on utilise en outre l'information contenue dans les cartes de flux de chaleur initiales obtenues lors l'étape de simulation (SIM), dans laquelle les flux de chaleur sont calculés en utilisant une condition aux limites de température à la base de la croûte. Il est alors possible d'utiliser une méthode de krigeage par dérive externe (i.e. krigeage de la différence entre les valeurs de flux de chaleur aux puits issues de la carte initiale (EXT) et celles issues du calage thermique au niveau des puits (PUI) et de rajouter la carte de tendance, c'est-à-dire le flux de chaleur issus de l'étape de simulation (SIM)). Il est également possible de réaliser un co-krigeage co-localisé utilisant les résultats de calage aux puits (PUI) et la carte de contrainte (SIM). Ces deux approches permettent de tenir compte de l'information géologique globale contenue dans la carte de contrainte (carte de flux à la base des sédiments) obtenue avec la condition aux limites de température. Étape 7) Exploitation du bassin (EXP) L'exploration pétrolière consiste à rechercher des gisements d'hydrocarbures dans un bassin sédimentaire. Grâce à la détermination des flux de chaleur du bassin selon l'invention, on peut prédire la localisation de gisements d'hydrocarbures et leur intérêt économique au sein d'un bassin sédimentaire. Selon un mode de réalisation de l'invention, on exploite ledit bassin sédimentaire en mettant en oeuvre les étapes suivantes : i) on génère un modèle de bassin contraint par la carte de flux de chaleur calée au moyen de la reconstruction historique ; ii) on simule des données thermiques du bassin au moyen du modèle de bassin et d'un simulateur de bassin (par exemple le logiciel TemisFlow TM (IFP Energies nouvelles, France)) ; 2 99603 8 15 iii) on sélectionne des zones d'exploitation au moyen desdites données thermiques, il peut s'agir par exemple des zones dans lesquelles les hydrocarbures sont piégés ; et iv) on exploite ledit bassin par exploitation desdites zones sélectionnées. 5 L'exploitation du bassin peut prendre plusieurs formes, notamment : la réalisation de forages d'exploration dans les différentes zones présentant le meilleur potentiel, afin de confirmer ou infirmer le potentiel estimé préalablement, et d'acquérir de nouvelles données pour alimenter de nouvelles études plus précises, la réalisation de forages d'exploitation (puits producteurs ou injecteurs) pour la 10 récupération des hydrocarbures présents au sein du bassin sédimentaire dans les zones présentant le meilleur potentiel. Variantes de réalisation Selon une variante de réalisation de l'invention, le procédé peut comprendre un outre 15 une étape de propagation de l'incertitude. En effet, l'étape d'interpolation permet d'obtenir un modèle thermique optimal cohérent avec l'information géologique fournie. De plus, il est possible de proposer un ensemble de modèles thermiques différents reproduisant les mesures. Il est donc possible de fournir le modèle "le plus probable" (ce qui est fait dans à l'étape d'interpolation) mais également de tenir compte des incertitudes au niveau des puits 20 au moment de la création des cartes de flux et de la propager dans les zones du bassin non contraintes par des mesures. On peut alors chercher à connaître l'impact de l'incertitude sur les flux de chaleur présent et passés sur les résultats thermiques de la modélisation de bassin et notamment sur la maturité des roches mères dans les zones non explorées. Avantageusement, l'utilisation de la méthode bayésienne pour le calage thermique au niveau 25 des puits permet de déterminer ces incertitudes. En effet, en plus de l'obtention d'un modèle optimal, la méthode bayésienne donne accès aux densités de probabilité a posteriori des paramètres à ajuster. Ces distributions peuvent par la suite être utilisées pour propager l'incertitude sur des variables à prédire telle que la maturité de la roche mère sur l'ensemble du bassin. 30 Selon une variante de réalisation (indépendante de la variante exposée ci-dessus), les étapes d'extraction des cartes de flux de chaleur initiales au niveau de la base des sédiments et de détermination des flux de chaleur au niveau de l'emplacement des puits peuvent être réalisées en ordre inverse. 35 Exemple d'application Afin de montrer l'efficacité du procédé selon l'invention et afin de comparer les différentes méthodes de calage, on met en oeuvre le procédé pour un exemple d'application. La figure 2 représente un bassin sédimentaire, sur lequel sont représentés 6 puits (Well_1, Well 2, Well 3, Well 4, Well 5, Well 6) pour lesquels on acquiert des données thermiques (température et réflectance de la vitrinite). Pour cet exemple illustrant le procédé selon l'invention, le modèle a été rendu plus grossier (53x53x32 mailles) que le modèle complexe utilisé par les géologues. Le bassin réel possède 40 puits, mais seuls 6 font l'objet d'une procédure de calage dans cet exemple illustratif, le restant étant utilisé pour estimer la capacité de prédiction du modèle de bassin une fois calé sur les données issues de mesures. Pour le bassin de l'exemple, on construit un maillage et on réalise une reconstruction historique. Une simulation est réalisée, cette simulation utilise l'histoire sédimentaire, une histoire crustale par défaut : il s'agit de la croûte thermique par défaut défini par le logiciel TemisFlow TM (IFP Energies nouvelles, France) et une température de 1330°C à la base du manteau. On extrait alors pour chaque âge géologique, une carte de flux de chaleur. La figure 3 représente une carte de flux de chaleur à la base du bassin sédimentaire pour un âge de -117 millions d'années pour l'exemple de la figure 2. L'échelle est donnée en W/m2. Ensuite, on détermine les flux de chaleur à la base des sédiments au niveau de l'emplacement des 6 puits de l'exemple. La figure 4 illustre l'évolution du flux (F) de chaleur en W/m2 à la base du bassin sédimentaire du puits Wel1_3 (cf. figure 2) en fonction du temps t en millions d'années. Cette évolution temporelle est issue de la simulation réalisée avec la température de 1330°C à la base du manteau. Les figures 5a) à 5d) représentent les résultats de calage automatique obtenus au niveau du puits Well_5 pour différentes méthodes. Sur chacune de ces figures, la courbe de gauche correspond à la température T en °C en fonction de la profondeur P en m et la courbe de droite à la réflectance de la vitrinite V en % Ro en fonction de la profondeur en m. La figure 5a) correspond à un calage qui est réalisé par un modélisateur expert (M). La figure 5b) correspond au calage avec une méthode des gradients (G1) avec un seul paramètre incertain. La figure 5c) correspond au calage par la méthode de gradients (G3) avec trois paramètres incertains. Les deux paramètres inversibles supplémentaires correspondent à des modifications locales (en temps) des flux de chaleur en plus de la translation globale de l'évolution du flux de chaleur. La figure 5d) correspond à un calage par une méthode bayesienne (B) avec trois paramètres incertains. Sur chacune de ces figures, la courbe en gris correspond à la courbe déterminée avec la méthode correspondante, et les losanges noirs correspondent aux données thermiques. Pour les courbes de la réflectance de la vitrinite, les segments de part et d'autre des losanges noirs illustrent les incertitudes de mesure. Pour chacune de ces méthodes, on calcule une fonction objectif FO traduisant l'écart entre les données simulées et les données mesurées (une valeur de la fonction objectif élevée traduit des écarts importants). Pour le puits Well_5 utilisé pour les figures 5, on obtient les valeurs suivantes : calage par un modélisateur expert (M) F0: 8,20 méthode par gradients avec un paramètre incertain (G1) F0: 8,04 méthode par gradients avec trois paramètres incertains (G3) FO : 7,05 10 méthode bayésienne avec trois paramètres incertains (B) F0: 8,73 Les résultats obtenus avec le calage automatique sont globalement satisfaisants comme l'illustre l'exemple du puits Well_5. On peut toutefois mettre en évidence sur certains puits le compromis qui a dû être fait entre le calage en température et celui de la réflectance de la vitrinite (les températures simulées étant généralement plus fortes que les 15 températures mesurées et réflectance de la vitrinite simulée étant plus faible que la réflectance de la vitrinite mesurée). On peut donc supposer que certains phénomènes correspondant à des augmentations de flux de chaleur dans le passé ont eu lieu et que notre modèle n'en rend pas compte. Il est à noter que le modélisateur expert fait l'hypothèse de flux de chaleur constants sauf lors de deux phénomènes tectoniques marqués (de -286 à 20 -231 millions d'années et de -42 à -35 millions d'années). La figure 6 illustre les évolutions du flux de chaleur basal F en W/m2 au cours du temps t en millions d'années pour le puits Well_5 obtenus avec les différentes méthodes de calage et les différentes hypothèses de calage (1 ou 3 paramètres) des figures 5a) à 5d) avec B faisant référence à la méthode bayesienne à trois paramètres incertains, G1 à la 25 méthode par gradients à un paramètre incertain, G3 la méthode par gradients à trois paramètres incertains et M le calage par le modélisateur expert. On vérifie que les quatre histoires thermiques aboutissent à un calage acceptable du modèle mais correspondent à des scénarios thermiques parfois extrêmement différents. Le travail de calage a été dans un premier temps réalisé sur 6 des puits du modèle. 30 Les résultats obtenus avec les différentes méthodes d'optimisation sont reportées dans le tableau 1 ci-dessous.

Nom du puits Modélisateur Méthode par Méthode par Méthode expert gradients gradients bayésienne à 1 paramètre à 3 paramètres à 3 paramètres Well 1 1,41 2,49 (28 - 31) 2,13 (29 - 31) 1,31 (26 - 30) Wel112 6,77 11,79 (27 - 29) 12,61 (25 - 31) 5,70 (23 - 30) Well 3 98,11 96,40 (28 - 31) 101,03 (25 - 31) 89,95 (21 -30) Wel114 97,29 38,33 (28 - 31) 40,68 (28- 31) 36,84 (20 - 30) Well 5 8,20 8,04 (27 - 30) 7,05 (30 - 31) 8,73 (9 - 30) Well-6 13,94 12,13 (12 - 25) 12,16 (24 -31) 12,10 (21 - 30) Erreur globale 225,72 169,18 175,66 154,63 Dans ce tableau, les chiffres indiqués correspondent à la valeur de la fonction objectif (traduisant l'écart entre les données simulées et les données mesurées). Les valeurs entre parenthèses correspondent au numéro de la meilleure simulation et au nombre de simulations réalisées. On remarque que les méthodes de calage utilisées permettent d'obtenir des résultats aussi précis voire plus précis que les résultats obtenus par un modélisateur expert. Le calage assisté apporte une solution robuste et automatique d'ajustement numérique du modèle géologique proposé. Il permet de gagner du temps, de se concentrer sur l'interprétation du modèle géologique et donne accès à des informations additionnelles par rapport à une optimisation manuelle, notamment en termes d'incertitudes sur le paramétrage du modèle et des conséquences de ces dernières sur les prédictions (notamment si on utilise une méthode bayésienne de calage). Dans la suite de la méthode, on interpole les flux de chaleur dans le bassin au moyen du calage thermique au niveau des puits et des cartes de flux de chaleur au niveau de la base des sédiments. Les figures 7a) à 7c) illustrent différents modèles thermiques obtenus par différentes méthodes de krigeage. Sur ces figures, l'échelle de gris correspond au flux thermique en W/m2. La figure 7a) correspond à l'interpolation des résultats par krigeage simple, la figure 7b) à une interprétation des résultats par krigeage par dérive externe, la figure 7c) correspond à l'interpolation des résultats de calage par co-krigeage co-localisé. On cherche ensuite à estimer la qualité prédictive du modèle en regardant les résultats au niveau de puits non utilisés lors de la procédure de calage. Pour cela, on compare les résultats obtenus sur le modèle de bassin 3D par l'inversion automatique par méthode de gradients sur un paramètre puis interpolation par krigeage par dérive externe avec les résultats qu'aurait obtenu le modélisateur expert s'il n'avait eu que les 6 puits utilisés dans l'inversion automatique et avec les résultats qu'aurait obtenu le modélisateur expert s'il avait eu des données pour la totalité (40) des puits du cas étudié. Les valeurs des fonctions objectif sont présentées dans le tableau 2 ci-dessous.

Tableau - Puits Calage automatique Modélisateur expert Modélisateur expert avec 6 puits avec 6 puits avec tous les puits Wel1_1 2,70 1,64 1,43 Well 2 11,76 8,87 9,52 Weil:3 98,00 90,02 100,87 Wel1_4 56,29 126,15 93,74 Well 5 8,48 8,68 9,10 Wel1116 12,09 12,63 13,05 Erreur cumulée 189,31 247,99 227,73 Erreur sur 902,67 1398,00 717,43 l'ensemble des puits La méthode proposée est plus prédictive que la méthode utilisée par les modélisateurs. Il en résulte que le procédé selon l'invention est plus robuste et plus prédictif sur le modèle de bassin 3D ce qui apporte un gain de temps significatif (recalage du modèle de bassin 3D nécessaire dans le cas de la méthode courante) et des résultats 3D sont de meilleure qualité par rapport à ce que pourrait faire un modélisateur expert. On note tout de même que l'apport d'information additionnelle avec des puits de calage supplémentaires laisse une marge d'amélioration du modèle.

Claims (12)

1. REVENDICATIONS1. Procédé d'exploitation d'un bassin sédimentaire traversé par au moins un puits pour lequel on acquiert des données thermiques, l'architecture et la nature dudit bassin résultant d'une déformation du sous-sol au cours des temps géologiques entre un temps géologique t et un temps actuel, dans lequel on construit un maillage représentatif de l'architecture actuelle dudit bassin et on reconstruit l'architecture dudit bassin pour différents temps géologiques depuis le temps actuel vers le temps géologique t, caractérisé en ce qu'on réalise les étapes suivantes : a) on cale une carte de flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin pour chaque temps géologique en mettant en oeuvre les étapes suivantes-: i) on génère une carte initiale de flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin pour chaque temps géologique au moyen d'un simulateur de bassin ; ii) on détermine un flux de chaleur à la base du bassin au niveau de l'emplacement dudit puits, ledit flux de chaleur étant déterminé de telle sorte que ledit flux de chaleur à la base du bassin au niveau de l'emplacement dudit puits soit cohérent avec lesdites données thermiques au niveau dudit puits ; iii) on détermine ladite carte de flux de chaleur du bassin par interpolation, pour chaque temps géologique, dudit flux de chaleur à la base du bassin déterminé au niveau de l'emplacement dudit puits, l'interpolation étant contrainte par ladite carte initiale de flux de chaleur ; et b) on exploite ledit bassin sédimentaire au moyen desdites cartes de flux de chaleur calées pour chacun desdits temps géologiques.
2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel on ajuste lesdits flux de chaleur à l'emplacement dudit puits en réalisant les étapes suivantes : on simule des données thermiques au niveau dudit puits au moyen dudit simulateur de bassin et à partir de ladite carte initiale ; on modifie ladite carte initiale en modifiant une valeur de flux à l'emplacement dudit puits jusqu'à ce que lesdites données thermiques simulées soient sensiblement égales auxdites données thermiques acquise au puits.
3. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on détermine ledit flux de chaleur au niveau de l'emplacement dudit puits en réalisant les étapes suivantes : (1) on construit un modèle de puits à une dimension au niveau dudit puits à partir de la reconstruction dudit maillage ; (2) on simule des processus thermiques au moyen d'un simulateur de bassin pour ledit modèle de puits afin de déterminer des données simulées correspondant aux données thermiques ; (3) on cale au moyen d'un algorithme d'optimisation ledit modèle de puits pour 5 que les données simulées reproduisent lesdites données thermiques ; et (4) on déduit, pour chaque temps géologique, dudit modèle de puits calé ledit flux de chaleur à la base du bassin sédimentaire au niveau de l'emplacement dudit puits.
4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel ledit algorithme d'optimisation est une méthode par gradients ou une méthode bayésienne.
5. 5. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on génère une carte initiale de flux de chaleur au moyen des étapes suivantes : 15 (1) on simule des processus thermiques à partir de ladite reconstruction de l'architecture de bassin au moyen d'un simulateur de bassin ; et (2) on extrait de ladite simulation pour chaque temps géologique une carte initiale de flux de chaleur.
6. 6. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on exploite ledit bassin sédimentaire en mettant en oeuvre les étapes suivantes : i) on génère un modèle de bassin contraint par ladite carte de flux de chaleur calée ii) on simule des données thermiques du bassin au moyen dudit modèle de bassin 25 et d'un simulateur de bassin ; iii) on sélectionne des zones d'exploitation du bassin au moyen desdites données thermiques ; et iv) on exploite ledit bassin au niveau desdites zones sélectionnées.
7. 7. Procédé selon l'une des revendications 2 à 6, dans lequel la simulation détermine des processus thermiques tels que la mise en place d'au moins une couche sédimentaire dudit bassin et/ou la compaction de ladite couche sédimentaire et/ou le réchauffement de ladite couche sédimentaire et/ou la transformation chimique de matière organique dudit bassin en hydrocarbures et/ou les modifications de pressions de fluides dudit bassin et/ou le déplacement d'hydrocarbures dans ledit bassin et/ou le piégeage d'hydrocarbures dans des gisements. 22
8. 8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les données thermiques sont des mesures de températures et/ou de réflectance de la vitrinite et/ou de maturité de la matière organique dudit bassin sédimentaire, lesdites mesures étant acquises en cours de forage et/ou en cours d'exploitation dudit bassin.
9. 9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'interpolation est réalisée au moyen d'une méthode d'interpolation par krigeage, notamment une méthode d'interpolation par krigeage par dérive externe ou une méthode de co-krigeage colocalisé.
10. 10) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on construit ledit maillage en discrétisant l'architecture du sous-sol telle qu'elle est supposée au temps actuel, puis en attribuant des propriétés aux roches sur la base de données acquises lors de campagnes sismiques et/ou lors de mesures de forage.
11. 11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on détermine pour chaque puits des incertitudes sur les flux de chaleur au niveau de la base dudit bassin sédimentaire, puis on en déduit des incertitudes sur les flux de chaleur de ladite carte calée au moyen de ladite interpolation. 20
12. 12) 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, comprenant des instructions de code de programme pour la mise en oeuvre du procédé selon l'une des revendications précédentes, lorsque ledit programme est exécuté sur un 25 ordinateur. 5 10 15