CONTEXTE [0001] Les fractures naturelles peuvent assurer le stockage de fluides, l'écoulement de fluides, etc. La modélisation des fractures naturelles peut faciliter la compréhension du stockage des fluides, de l'écoulement des fluides, etc. Diverses techniques décrites ici se rapportent à la modélisation des fractures. RESUME [0002] La présente demande porte sur des supports d'enregistrement lisibles par ordinateur sur lesquels peut être enregistré un programme d'ordinateur pouvant comprendre des instructions de code de programme pour l'exécution des étapes suivantes : mailler une région de fractures naturelles en utilisant des segments multiples positionnés par rapport à un modèle à maillage tridimensionnel, résoudre un système d'équations associées aux segments multiples pour donner une solution, introduire la solution en tant qu'entrée dans un système d'équations associées au modèle à maillage tridimensionnel et résoudre le système d'équations associées au modèle à maillage tridimensionnel. [0003] Le présent résumé est fourni afin d'introduire une sélection de concepts qui sont plus amplement décrits ci-après dans la description détaillée. Le présent résumé n'a pas vocation à identifier des caractéristiques clés ou essentielles de l'objet revendiqué, et n'a pas non plus vocation à être utilisé en tant qu'aide à la délimitation du champ de l'objet revendiqué. DESCRIPTION SUCCINCTE DES DESSINS [0004] Des caractéristiques et avantages des réalisations décrites peuvent être plus aisément compris en se référant à la description suivante, considérée en conjonction avec les dessins joints. [0005] La Fig. 1 illustre un exemple de système qui comprend divers composants destinés à modéliser un environnement géologique ; [0006] La Fig. 2 illustre un exemple d'organigramme comprenant un solutionneur destiné à résoudre un système d'équations et un exemple de modèle multi-segments de puits ; [0007] La Fig. 3 illustre un exemple de procédé de modélisation des fractures ; [0008] La Fig. 4 illustre un exemple de procédé de modélisation des fractures dans un environnement ; [0009] La Fig. 5 illustre un exemple de procédé de modélisation des fractures et des puits dans un environnement ; [0010] La Fig. 6 illustre un exemple de système, des exemples de modules et un exemple de réseau de fractures ; [0011] La Fig. 7 illustre un exemple d'environnement comprenant une ou plusieurs fractures naturelles ; [0012] La Fig. 8 illustre des exemples d'interfaces graphiques d'utilisateur ; [0013] La Fig. 9 illustre un exemple de procédé ; [0014] La Fig. 10 illustre un exemple de schéma de résolution et un exemple de procédé ; [0015] La Fig. 11 illustre un exemple de schéma de résolution et un exemple de procédé ; et [0016] La Fig. 12 illustre des composants représentatifs d'un système et un système en réseau. DESCRIPTION DETAILLEE [0017] La description qui suit comprend le mode de réalisation préféré envisagé pour mettre en pratique les réalisations décrites. La présente description ne doit pas être prise dans un sens limitatif, mais est plutôt donnée simplement dans le but de décrire les principes généraux des réalisations. Le champ des réalisations décrites doit être évalué en se référant aux revendications publiées. [0018] Les fractures naturelles peuvent assurer le stockage de fluides, l'écoulement de fluides, etc. A titre d'exemple, un réservoir de fluide peut exister dans une formation souterraine comprenant des fractures naturelles. Le fluide peut s'étendre du réservoir de fluide jusque dans des fractures naturelles qui rencontrent le réservoir de fluide. Dans certains cas, pour une formation souterraine, une plus grande quantité de fluide peut résider dans des fractures naturelles rencontrant un réservoir que dans le réservoir lui-même (on considèrera par ex. les réserves de pétrole dans un grand champ de carbonates). [0019] A titre d'exemple, un réservoir naturellement fracturé peut comprendre une matrice rocheuse ainsi qu'un ensemble de fractures naturelles. Dans un tel exemple, la matrice rocheuse peut être décrite par diverses propriétés (par ex. des propriétés de lithologie, des propriétés de fluides, etc.). Les fractures naturelles peuvent comprendre celles formées du fait de contraintes, de déformations, etc., par exemple dues à des forces associées à une activité de tectonique des plaques. Lorsque des fractures naturelles multiples ont été propagées dans une formation, elles peuvent former des réseaux de fractures naturelles qui peuvent, par exemple, contribuer au stockage (par ex. via la porosité) et à l'écoulement de fluides (par ex. via la perméabilité, la transmissibilité, etc.). En ce qui concerne la production de fluides à partir d'un tel réservoir, les fractures naturelles peuvent permettre un écoulement relativement rapide des fluides et peuvent être présentes à diverses échelles de longueur depuis des échelles relativement petites (par ex. de l'ordre du mètre ou moins) à une échelle comparable à une ou plusieurs dimensions du réservoir. A titre d'exemple, les plus grandes fractures peuvent former des « couloirs de fractures », qui peuvent par exemple être identifiés et cartographiés pour une formation (par ex. en se basant sur des données sismiques, l'interprétation de données sismiques, etc.). [0020] Par rapport aux fractures naturelles de plus petite longueur (par ex. d'une distribution de fractures naturelles), à titre d'exemple, celles inférieures à la résolution d'une simulation de réservoir peuvent être simulées en utilisant une approche de milieu continu (par ex. à l'aide d'un ou de plusieurs types de modèles de porosité comme un modèle à double porosité). Pour des fractures naturelles plus grandes (par ex. d'une distribution de fractures naturelles), par exemple, celles présentant une dimension supérieure à une dimension d'un modèle de réservoir, de telles fractures naturelles peuvent être modélisées à l'aide de représentations de fractures qui peuvent être mathématiquement liées au modèle de réservoir. Par exemple, un flux de travaux peut comprendre l'ajout de représentations de fractures naturelles à un modèle existant d'une matrice rocheuse couplé à une technique de résolution pour résoudre efficacement le jeu d'équations couplées qui en résulte en vue de modéliser l'écoulement, etc. Dans un tel exemple, les représentations de fractures peuvent être adimensionnelles dans une dimension par rapport à une dimension dans le cadre d'un modèle géologique existant. A titre d'exemple, un flux de travaux peut comprendre le paramétrage d'une ou de plusieurs représentations de fractures naturelles sans mailler (par ex. sans modifier un maillage de modèle géologique existant) la ou les représentations de fractures à l'échelle géologique. Une telle approche peut réduire les exigences de conditionnement sur un modèle géologique tout en donnant la possibilité de représenter avec exactitude des caractéristiques comme le stockage, l'écoulement, etc., de la ou des fractures naturelles. [0021] A titre d'exemple, les fractures naturelles peuvent être caractérisées au moins en partie par l'orientation et la taille (par ex. éventuellement dans deux dimensions avec une troisième dimension adimensionnelle). A titre d'exemple, une fracture naturelle peut être caractérisée en partie par un facteur de forme longueur / largeur, qui peut être supérieur à 100:1. Il peut exister des fractures naturelles en amas, par exemple écartées les unes des autres de plusieurs centaines de pieds suivant une direction générale (par ex. l'orientation). De telles fractures naturelles peuvent renforcer localement la perméabilité et peuvent être bénéfiques ou défavorables aux techniques d'aide à la récupération. Par exemple, les fractures naturelles peuvent avoir pour effet de soulager la pression appliquée pendant un processus de fracturation hydraulique dans un puits de forage, visant à créer des fractures artificielles. Dans un tel exemple, un plus petit nombre de fractures artificielles peut être créé, des fractures artificielles de moindre volume peuvent être créées, etc. En outre, un réseau mixte ou hybride peut être créé, qui comprend à la fois des fractures artificielles et naturelles. A titre d'exemple, lorsqu'une fracture naturelle est « sèche », du fluide peut s'écouler d'une fracture artificielle vers la fracture naturelle, ce qui peut être bénéfique ou défavorable selon le type de fluide qui s'écoule, l'emplacement de la fracture naturelle, etc. A titre d'exemple, un processus de fracturation hydraulique peut « réactiver » une fracture naturelle (ou des fractures naturelles). Lorsque la réactivation favorise l'écoulement d'un fluide indésirable (par ex. de l'eau), la récupération d'un fluide ou de fluides souhaitables peut être affectée (par ex. en ce qui concerne la récupération, le traitement, etc.). A titre d'exemple, la réactivation d'une fracture naturelle ou de fractures naturelles peut être bénéfique et améliorer le rendement d'un processus de fracturation. [0022] A titre d'exemple, la modélisation d'une fracture naturelle peut conforter la prise de décisions sur la base de déterminations selon lesquelles la fracture naturelle est bénéfique ou défavorable à un ou des buts particuliers. Par exemple, si une fracture naturelle emmagasine une certaine quantité d'un fluide souhaité (par ex. une quantité substantielle), la modélisation peut conforter la prise de décisions en ce qui concerne l'endroit où un puits producteur et un puits injecteur peuvent être positionnés pour récupérer au moins une partie du fluide souhaité à partir de la fracture naturelle (on envisagera par ex. de modéliser l'écoulement dû à la pression appliquée, l'arrivée, la récupération de fluide souhaité, etc.). Dans un autre exemple, si une fracture naturelle est sensiblement dépourvue d'un fluide souhaité, un processus de récupération peut viser à éviter la création de tout parcours qui pourrait provoquer un écoulement du fluide souhaité d'une autre réserve (par ex. un réservoir de fluide, une fracture remplie, etc.) vers cette fracture naturelle. Dans un autre exemple encore, si une fracture naturelle emmagasine un fluide indésirable, un processus de récupération d'un fluide souhaité peut viser à éviter la création de tout parcours qui pourrait provoquer un mélange du fluide indésirable et du fluide souhaité. [0023] A titre d'exemple, une fracture naturelle peut être caractérisée par rapport à un réservoir (par ex. par rapport à un processus de récupération comme la fracturation hydraulique). Dans un autre exemple, une fracture naturelle peut être caractérisée par rapport à un processus chimique comme l'acidification (par ex. un processus comprenant l'introduction d'une substance acide dans une fracture naturelle dans un champ carbonaté pour agrandir, prolonger, etc., la fracture naturelle). La caractérisation d'une fracture naturelle peut comprendre une caractérisation bénéfique, défavorable, ou neutre par rapport à un ou plusieurs buts. [0024] A titre d'exemple, la perméabilité dans une fracture peut être supérieure à celle dans le matériau entourant la fracture. Comme il a été mentionné, les fractures peuvent être naturelles ou artificielles. Une fracture artificielle peut être réalisée, par exemple, en injectant du fluide dans un puits de forage pour augmenter la pression dans le puits de forage au-delà d'un niveau suffisant pour provoquer la fracturation d'une formation ou de formations environnantes. Dans un tel exemple, une fracture artificielle est en communication fluidique avec le puits de forage. Ainsi, une fracture artificielle peut généralement être considérée comme faisant partie d'un réseau qui comprend un puits de forage. En ce qui concerne les processus chimiques comme l'acidification, un tel processus peut être appliqué à une fracture naturelle ou à une fracture artificielle (par ex. une fracture hydraulique).BACKGROUND [0001] Natural fractures can provide fluid storage, fluid flow, and the like. Natural fracture modeling can facilitate understanding of fluid storage, fluid flow, and so on. Various techniques described herein relate to fracture modeling. SUMMARY [0002] The present application is directed to computer readable recording media on which a computer program may be recorded which may include program code instructions for performing the following steps: meshing a region of natural fractures into using multiple segments positioned relative to a three-dimensional mesh model, solving a system of equations associated with multiple segments to provide a solution, introducing the solution as input into a system of equations associated with the three-dimensional mesh model and solve the system of equations associated with the model with three-dimensional mesh. This summary is provided to introduce a selection of concepts that are more fully described below in the detailed description. This summary is not intended to identify key or essential features of the claimed subject matter, nor is it intended to be used as an aid in delineating the scope of the claimed subject matter. BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS [0004] Features and advantages of the embodiments described may be more readily understood by reference to the following description, taken in conjunction with the accompanying drawings. [0005] FIG. 1 illustrates an exemplary system that includes various components for modeling a geological environment; [0006] FIG. 2 illustrates an exemplary flowchart comprising a solver for solving a system of equations and an exemplary multi-well segment model; [0007] FIG. 3 illustrates an example of a method of modeling fractures; [0008] FIG. 4 illustrates an exemplary method of modeling fractures in an environment; [0009] FIG. 5 illustrates an exemplary method of modeling fractures and wells in an environment; [0010] FIG. 6 illustrates an example system, examples of modules and an example of a fracture network; [0011] FIG. 7 illustrates an example of an environment comprising one or more natural fractures; [0012] FIG. 8 illustrates examples of graphical user interfaces; [0013] FIG. 9 illustrates an example of a method; [0014] FIG. Figure 10 illustrates an example of a resolution scheme and an example of a method; [0015] FIG. 11 illustrates an example of a resolution scheme and an example of a method; and [0016] FIG. 12 illustrates representative components of a system and a networked system. DETAILED DESCRIPTION [0017] The following description includes the preferred embodiment contemplated for practicing the embodiments described. This description should not be taken in a limiting sense, but rather is given simply for the purpose of describing the general principles of achievement. The scope of the described embodiments shall be evaluated by reference to the published claims. Natural fractures can ensure the storage of fluids, the flow of fluids, etc. For example, a fluid reservoir may exist in a subterranean formation including natural fractures. The fluid can extend from the fluid reservoir into natural fractures that meet the fluid reservoir. In some cases, for a subsurface formation, a larger amount of fluid may reside in natural fractures meeting a reservoir than in the reservoir itself (for example, oil reserves in a large carbonate field). For example, a naturally fractured reservoir may comprise a rock matrix and a set of natural fractures. In such an example, the rock matrix can be described by various properties (eg, lithology properties, fluid properties, etc.). Natural fractures may include those formed due to stresses, deformations, etc., for example due to forces associated with plate tectonic activity. When multiple natural fractures have been propagated in a formation, they can form natural fracture networks that can, for example, contribute to storage (eg via porosity) and flow of fluids (eg via permeability, transmissibility, etc.). With respect to the production of fluids from such a reservoir, natural fractures can allow relatively fast flow of fluids and can be present at various scales of length from relatively small scales (e.g. meter or less) on a scale comparable to one or more dimensions of the tank. For example, larger fractures may form "fracture corridors", which may for example be identified and mapped for formation (eg based on seismic data, interpretation of seismic data, etc. .). [0020] With respect to natural fractures of smaller length (eg natural fracture distribution), for example, those smaller than the resolution of a reservoir simulation can be simulated using a continuous medium (eg using one or more types of porosity models such as a double porosity model). For larger natural fractures (eg of a natural fracture distribution), for example, those with a dimension greater than one dimension of a reservoir model, such natural fractures can be modeled using fractures that can be mathematically related to the reservoir model. For example, a workflow may include the addition of natural fracture representations to an existing model of a rock matrix coupled with a resolution technique to effectively solve the resulting set of coupled equations for modeling purposes. flow, etc. In such an example, the fracture representations can be dimensionless in one dimension with respect to a dimension within the framework of an existing geological model. For example, a workflow may include the parameterization of one or more natural fracture representations without meshing (eg, without modifying an existing geologic model mesh) the geological scale fracture representation (s). . Such an approach can reduce conditioning requirements on a geological model while providing the ability to accurately represent features such as storage, flow, etc., of the natural fracture (s). By way of example, the natural fractures can be characterized at least in part by the orientation and the size (for example, possibly in two dimensions with a third dimensional dimension). For example, a natural fracture may be characterized in part by a length / width form factor, which may be greater than 100: 1. There may be natural fractures in clusters, for example spaced from each other several hundred feet in a general direction (eg orientation). Such natural fractures may locally enhance permeability and may be beneficial or detrimental to recovery assistance techniques. For example, natural fractures may have the effect of relieving the pressure applied during a hydraulic fracturing process in a wellbore, aimed at creating artificial fractures. In such an example, a smaller number of artificial fractures can be created, artificial fractures of smaller volume can be created, etc. In addition, a hybrid or mixed network can be created that includes both artificial and natural fractures. For example, when a natural fracture is "dry", fluid can flow from an artificial fracture to the natural fracture, which may be beneficial or unfavorable depending on the type of fluid that flows, location of the natural fracture, etc. For example, a hydraulic fracturing process can "reactivate" a natural fracture (or natural fractures). When reactivation promotes the flow of an unwanted fluid (eg water), recovery of desirable fluid or fluids may be affected (eg recovery, treatment, etc.). .). For example, reactivation of a natural fracture or natural fractures can be beneficial and improve the efficiency of a fracturing process. By way of example, the modeling of a natural fracture can reinforce the decision-making on the basis of determinations according to which the natural fracture is beneficial or unfavorable for one or more particular purposes. For example, if a natural fracture stores a certain amount of a desired fluid (eg, a substantial amount), modeling can support decision-making with respect to where a producing well and an injector well may be located. positioned to recover at least a portion of the desired fluid from the natural fracture (for example, to model the flow due to applied pressure, arrival, desired fluid recovery, etc.). In another example, if a natural fracture is substantially free of a desired fluid, a recovery process may aim at avoiding the creation of any path that could cause a desired fluid flow from another supply (eg a reservoir). fluid, a filled fracture, etc.) to this natural fracture. In yet another example, if a natural fracture stores an unwanted fluid, a process of recovering a desired fluid may aim to avoid creating any path that could cause a mixture of the unwanted fluid and the desired fluid. By way of example, a natural fracture can be characterized with respect to a reservoir (eg with respect to a recovery process such as hydraulic fracturing). In another example, a natural fracture can be characterized with respect to a chemical process such as acidification (eg a process involving the introduction of an acidic substance into a natural fracture in a carbonated field to enlarge, extend, etc. ., the natural fracture). The characterization of a natural fracture may include a beneficial, unfavorable, or neutral characterization with respect to one or more goals. By way of example, the permeability in a fracture may be greater than that in the material surrounding the fracture. As mentioned, fractures can be natural or artificial. Artificial fracture can be achieved, for example, by injecting fluid into a wellbore to increase the pressure in the wellbore beyond a level sufficient to cause fracturing of a formation or surrounding formations. In such an example, an artificial fracture is in fluid communication with the wellbore. Thus, an artificial fracture can generally be considered as part of a network that includes a wellbore. For chemical processes such as acidification, such a process can be applied to a natural fracture or an artificial fracture (eg a hydraulic fracture).
L'acidification peut être considérée comme étant une opération de stimulation dans laquelle de l'acide (par ex. de l'acide chlorhydrique) est injecté dans une formation (par ex. une formation carbonatée) de telle façon que l'acide attaque les faces des fractures pour former des canaux conducteurs. A titre d'exemple, de l'acide chlorhydrique peut être introduit dans une fracture dans une formation calcaire pour réagir avec le calcaire afin de former du chlorure de calcium, du dioxyde de carbone et de l'eau. Dans un autre exemple, considérons une formation dolomitique où est également formé du chlorure de magnésium. Des acides autres que l'acide chlorhydrique peuvent être utilisés (par ex. acide fluorhydrique, etc.). A titre d'exemple, un mélange d'acides peut être utilisé. [0025] En ce qui concerne la fracturation par pression, la pression nécessaire pour fracturer une formation peut être estimée en se basant en partie sur un gradient de fracture pour la formation (par ex. en kPa/m ou psi/pied). A titre d'exemple, des techniques de réalisation de fractures peuvent faire intervenir une combustion ou une explosion (par ex. gaz combustibles, explosifs, etc.). En ce qui concerne les fractures hydrauliques, un fluide injecté (par ex. de l'eau, un autre fluide, un mélange de fluides, etc.) peut être utilisé pour ouvrir et prolonger une fracture à partir d'un puits de forage et peut être utilisé pour transporter un agent de soutènement d'un bout à l'autre d'une fracture. Un agent de soutènement peut comprendre des particules de sable, de céramique ou autres qui peuvent maintenir les fractures ouvertes, au moins dans une certaine mesure, après un traitement de fracturation hydraulique (par ex. pour préserver des passages d'écoulement, que ce soit par exemple d'un puits de forage à un réservoir ou vice versa). [0026] Les fractures artificielles peuvent être orientées dans une direction quelconque parmi diverses directions, qui peuvent être, au moins dans une certaine mesure, contrôlables (par ex. sur la base de la direction, de la taille et de l'emplacement du puits de forage ; sur la base de la pression et du gradient de pression par rapport au temps ; sur la base du matériau injecté ; sur la base de l'utilisation d'un agent de soutènement ; sur la base de la contrainte existante ; etc.). [0027] La fracturation hydraulique peut être particulièrement utile pour la production de gaz naturel ainsi que pour la production de gaz naturel dit non conventionnel. Un plus fort pourcentage des réserves mondiales de gaz naturel non conventionnel peut être classé comme ressources non développées. Parmi les raisons de l'absence de production issue de telles réserves, on peut citer l'accent mis dans le secteur sur la production de gaz à partir de réserves conventionnelles et la difficulté de produire du gaz à partir des réserves de gaz non conventionnelles. Les réserves de gaz non conventionnelles peuvent être caractérisées par une faible perméabilité, le gaz ayant des difficultés à s'écouler jusque dans les puits sans un quelconque type d'efforts d'assistance. Par exemple, une façon d'assister l'écoulement du gaz à partir d'un réservoir non conventionnel peut faire intervenir une fracturation hydraulique pour accroître la perméabilité globale du réservoir. [0028] Les formations souterraines, et les phénomènes physiques apparentés, peuvent être modélisés à l'aide de diverses techniques. Ces techniques peuvent faire intervenir un maillage, ou une autre discrétisation, d'un ou plusieurs volumes souterrains qui constituent une formation. Lorsqu'une formation comprend un ou plusieurs fluides (par ex. du gaz, du liquide ou les deux), une technique de modélisation peut également comprendre la formulation d'équations qui rendent compte de phénomènes physiques tels que la pression, la saturation et la composition. A titre d'exemple, considérons un champ pétrolier et gazier couvrant un volume mesuré en kilomètres. Un modèle d'un tel champ peut comprendre des milliers de mailles ou de points de maillage, chaque maille ou point possédant des valeurs associées de pression, de saturation et de composition, qui peuvent être des inconnues d'équations, par exemple, éventuellement par rapport au temps. Etant donné des valeurs initiales (par ex. des conditions initiales) et des valeurs aux limites (par ex. conditions aux limites), une technique itérative de résolution peut être appliquée aux équations du modèle pour déterminer les inconnues d'équations à un ou plusieurs instants (par ex. stationnaire ou transitoire). [0029] Comme il a été mentionné, une fracture peut être caractérisée en fonction d'un facteur de forme. A titre d'exemple, une fracture peut présenter un facteur de forme longueur / largeur supérieur à environ 1000:1. A titre d'exemple, une fracture peut présenter une largeur de l'ordre d'environ un centimètre et une longueur de l'ordre d'environ cent mètres ou davantage. Pour ce qui est de la modélisation d'une telle fracture avec des mailles ou des points de maillage, un grand nombre de ces mailles ou points de maillage peuvent être impliqués du fait de l'échelle de la fracture. En conséquence, pour une simulation, le nombre d'inconnues peut augmenter, ce qui peut, par suite, augmenter les exigences de calcul. [0030] A titre d'exemple, une fracture peut être modélisée à l'aide de segments connectés multiples. A titre d'exemple, un segment peut être défini comme présentant des propriétés servant à caractériser une fracture naturelle. Par exemple, un segment peut être défini comme présentant des propriétés qui correspondent à un modèle à double porosité ou modèle « de Darcy » (par ex. pour l'écoulement engendré dans un milieu perméable par un gradient de pression). A titre d'exemple, un réservoir (par ex. un réservoir naturellement fracturé, un réservoir carbonaté vacuolaire, etc.) peut être classifié comme un réservoir à double porosité (par ex. un réservoir comprenant des régions de forte perméabilité et des régions de faible perméabilité). [0031] A titre d'exemple, un modèle de fracture peut être défini à l'aide de segments et d'équations associées pour le stockage, l'écoulement, etc., par exemple, vers ou depuis un réservoir. Dans un tel exemple, un modèle de réservoir peut être défini à l'aide de mailles qui rendent compte de diverses caractéristiques géophysiques (par ex. des failles, des horizons, etc.). [0032] A titre d'exemple, un segment servant à modéliser une partie d'une fracture naturelle peut être défini par un « conduit » de segment et un noeud. A titre d'exemple, des sources, des puits, etc., peuvent être « connectés » à un ou plusieurs segments qui modélisent une fracture naturelle. Considérons par exemple un réservoir comme une source ou un puits en communication fluidique avec une fracture naturelle. A titre d'exemple, un modèle d'une fracture naturelle peut comprendre des liaisons mathématiques vers une ou plusieurs mailles d'un modèle de réservoir. A titre d'exemple, pour modéliser le stockage, l'écoulement, etc., dans une fracture, un segment peut être associé à des équations servant à modéliser du fluide multiphasique dans un milieu poreux. Par exemple, de telles équations peuvent décrire un modèle d'écoulement de Darcy pour chaque écoulement de phase (par ex. un modèle d'écoulement de Darcy pour la chute de pression de phase avec des variables indépendantes supplémentaires pour le débit molaire de chaque phase). [0033] Comme il a été mentionné, un modèle de réservoir peut comprendre un maillage tridimensionnel (par ex. un maillage spatial) qui peut être itéré dans le temps (par ex. temporellement, pour donner un modèle à quatre dimensions). A titre d'exemple, un réservoir peut couvrir des centaines de kilomètres carrés et être situé à des kilomètres de profondeur. La nature expansive d'un tel réservoir peut mettre en jeu divers types de phénomènes physiques. De tels phénomènes peuvent mettre en évidence un comportement à macro-échelle, micro-échelle ou une combinaison de macro- et micro-échelles. Des tentatives pour capturer des phénomènes à micro-échelle via une ou des densités accrues de maillage du réservoir peuvent conduire à une augmentation des exigences de calcul et d'autres ressources. Par exemple, augmenter la densité d'un maillage bidimensionnel en diminuant l'espacement des blocs de maillage de 10 mètres sur 10 mètres à 5 mètres sur 5 mètres peut accroître sensiblement les exigences de calcul (par ex. les quadrupler). Ainsi, il peut exister certains compromis entre la modélisation des caractéristiques aux micro-échelles et les exigences en ressources. [0034] La modélisation des fractures avec des blocs de maillage qui approchent la géométrie des fractures (par ex. éventuellement inférieurs à environ deux centimètres) peut se traduire par des blocs de maillage qui ont tendance à être plus petits en épaisseur que les mailles environnantes. Dans une telle approche, la disparité des tailles peut conduire à des inexactitudes dans la simulation, des instabilités et de faibles pas de temps. A titre d'exemple, une approche multi- segments de la modélisation des fractures peut être utilisée, par exemple, sans recourir à l'introduction de blocs de maillage qui peuvent donner lieu à des problèmes de disparité des tailles. A titre d'exemple, une approche multi-segments de la modélisation d'une ou de plusieurs fractures peut être suivie d'une approche avec maillage, par exemple, les résultats de l'approche multi-segments informant l'approche avec maillage. Un tel exemple peut renforcer une approche avec maillage, par exemple, en affinant l'orientation, l'emplacement, etc., d'une fracture naturelle en utilisant une approche multi-segments. [0035] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une modélisation multi- segments de la communication fluidique entre : (i) une ou plusieurs fractures naturelles et un réservoir ; (ii) une ou plusieurs fractures naturelles et une ou plusieurs fractures artificielles ; (iii) une ou plusieurs fractures naturelles et un ou plusieurs puits de forage ; (iv) une ou plusieurs fractures artificielles et un réservoir ; (y) une ou plusieurs fractures artificielles et un ou plusieurs puits de forage. Dans un tel exemple, des combinaisons peuvent être modélisées de telle façon qu'un modèle multi-segments modélise la communication fluidique indirecte entre différents types d'entités. Par exemple, une fracture artificielle peut être modélisée via un modèle multi-segments pour être en communication fluidique avec un réservoir via une fracture naturelle. Comme mentionné, selon le processus mis en oeuvre pour créer une fracture artificielle, elle peut être intrinsèquement en communication fluidique avec un puits de forage (par ex. via un puits de forage où une pression a été appliquée pour créer la fracture artificielle). [0036] A titre d'exemple, un modèle multi-segments peut comprendre différents types de segments. Par exemple, il est possible de mettre en place un segment capable de caractériser des relations de performances d'injection ou de production (par ex. un segment associé à des équations qui décrivent un écoulement de fluide multiphasique entrant dans un puits de forage ou le quittant). Dans un autre exemple, il est possible de mettre en place un segment capable de caractériser l'écoulement de fluide multiphasique dans un milieu poreux (par ex. équations capables de décrire un modèle d'écoulement de Darcy pour chaque écoulement de phase). A titre d'exemple, il est possible de mettre en place un segment capable de caractériser un processus chimique, un processus de pression, etc., qui peuvent agir sur une formation (par ex. acidification, fracturation, etc.). [0037] A titre d'exemple, une technique de résolution peut comprendre la résolution d'un système d'équations non linéaires pour un modèle multi-segments qui modélise une ou plusieurs fractures naturelles. Une solution à un tel modèle peut elle-même constituer une composante d'une procédure globale de résolution non linéaire d'un réservoir. Par exemple, une procédure globale de résolution de réservoir peut employer une solution convergée d'un modèle multi-segments qui modélise une ou plusieurs fractures naturelles. [0038] A titre d'exemple, un modèle multi-segments peut comprendre la discrétisation et le paramétrage d'un ou plusieurs couloirs de fractures par rapport à un système de référence qui peut renforcer la souplesse de représentation et le rendement de calcul d'un modèle de réservoir fracturé sur l'étendue du champ. A titre d'exemple, un modèle multi-segments peut tirer parti des capacités d'une spécification de modèle de puits associée à un environnement de simulation. Par exemple, l'environnement INTERSECTTM (Schlumberger Limited, Houston, Texas) comprend une spécification de modèle de puits qui spécifie des segments pour créer un modèle multi-segments de puits. Dans un tel exemple, un segment « de puits » peut être adapté pour modéliser une fracture naturelle, par exemple en formulant une ou plusieurs conditions aux limites appropriées. A titre d'exemple, une condition à la limite peut être appliquée à un segment « de puits » qui évite une liaison directe de ce segment vers la surface via un puits de forage de telle façon que le segment « de puits » puisse être utilisé pour modéliser une fracture naturelle. En outre, une spécification de modèle de puits peut comprendre un type de segment servant à relier un segment de puits à un réservoir lorsque ledit segment modélise une matrice poreuse plutôt qu'un conduit (par ex. un puits de forage). A titre d'exemple, une fracture naturelle peut être modélisée à l'aide de segments de matrice poreuse (par ex. des segments de Darcy) avec des conditions aux limites appropriées (par ex. absence d'écoulement direct vers la surface, etc.). [0039] A titre d'exemple, une fracture naturelle unique, des fractures naturelles multiples (par ex. éventuellement sous la forme d'un couloir de fractures naturelles) peuvent être représentées comme un réseau bidimensionnel « maillé » ou multi-segments. Dans un tel exemple, un maillage 2D qui représente une fracture naturelle peut être décrit sous forme de segments multiples spécifiés selon des équations pour un milieu poreux (par ex. des segments de Darcy). [0040] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à résoudre des équations pour des fractures naturelles individuelles de façon imbriquée par rapport à un maillage de modèle de réservoir, ce qui peut donner une solution plus robuste qu'une approche faisant intervenir la résolution simultanée des équations de la fracture naturelle et de celles du maillage de modèle de réservoir. [0041] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à situer un ou plusieurs maillages 2D par rapport à un maillage préexistant (par ex. un maillage de modèle de réservoir). Dans un tel exemple, un maillage 2D, par exemple sans épaisseur (par ex. adimensionnel dans une dimension), peut être inséré (par ex. mathématiquement) dans un maillage préexistant le long d'une ligne de maillage, ou il peut être inséré à l'aide d'un processus comprenant une division de mailles pour des mailles préexistantes croisées par le maillage 2D. Un tel processus peut imposer moins d'exigences qu'un processus visant à représenter une fracture naturelle avec son épaisseur, ce qui peut faire intervenir l'introduction de mailles dans le maillage préexistant, le maillage introduit comprenant une dimension inférieure à celle du maillage préexistant de la région où le maillage est appelé à être inséré. [0042] A titre d'exemple, un modèle « de puits » prévu pour modéliser une fracture naturelle peut être exploité avec une condition à la limite d'écoulement à débit nul, qui peut agir pour lier un maillage 2D d'une fracture naturelle multisegments à un maillage de réservoir. [0043] A titre d'exemple, un système peut permettre de modéliser un ou plusieurs couloirs de fractures à l'aide d'une approche multi-segments tout en utilisant une approche de milieu continu à double porosité (par ex. pour une région souterraine) pour créer un modèle hybride représentatif, par exemple, où des couloirs de fractures importants peuvent être modélisés explicitement à l'aide de l'approche multi-segments et où un système de micro-fractures associées peut être représenté par un modèle de caractérisation à double (ou multiple) porosité. [0044] En ce qui concerne le flux de travaux, un ingénieur en gisements peut entamer la modélisation d'un réservoir en disposant d'informations concernant des caractéristiques de fractures à très grande échelle (par ex. provenant de données sismiques, d'essais aux puits, de diagraphies dans des puits, etc.) ; cependant, il se peut que l'ingénieur en gisements dispose de peu d'informations, d'où une incertitude concernant des fractures ou micro-fractures qui sont trop petites pour être identifiées, ce qui peut avoir une influence sensible sur le stockage, l'écoulement, etc. Comme un système de fractures peut affecter les performances à long terme d'un réservoir, lors de l'exécution d'un flux de travaux, l'ingénieur en gisements peut tenter d'employer des modèles multiples de simulation dans le but de comprendre l'impact des incertitudes du réservoir et de la variance dans la caractérisation du système de fractures, dans la limite des tolérances de mesure, sur les performances de production et de récupération du champ. [0045] A titre d'exemple, étant donné un système comprenant des modules destinés à mettre en oeuvre un modèle multi-segments pour une ou plusieurs fractures naturelles, un ingénieur en gisements peut exécuter un flux de travaux qui comprend le report de fractures naturelles en utilisant les informations disponibles sur une carte et la modélisation des fractures naturelles de la carte à l'aide d'un modèle multi-segments. En outre, l'ingénieur en gisements peut éventuellement exécuter un flux de travaux qui comprend la réalisation d'une ou plusieurs variantes de cartes des fractures naturelles (par ex. des cartes qui peuvent englober d'éventuelles variantes de caractérisation). A titre d'exemple, un flux de travaux peut comprendre un ou plusieurs éléments parmi un cas de base non fracturé, des cartes de fractures et les représentations de fractures qui en résultent, qui peuvent être ajoutées à un simulateur en vue d'une simulation. Dans un tel exemple, lorsque les performances de puits sont prédites et qu'il existe des données d'historique, les performances de puits prédites peuvent être comparées aux données d'historique. [0046] Lorsqu'il existe un cas de base non fracturé numériquement stable pour un modèle de maillage de réservoir, à titre d'exemple, un procédé peut comprendre l'introduction de maillages 2D qui représentent des fractures naturelles. Dans un tel exemple, des maillages 2D peuvent être introduits en série ou en parallèle pour faire varier l'intensité et la conductivité des fractures. Une telle 3005 766 13 approche peut éviter un remaillage du modèle de maillage de réservoir dans le cas de base non fracturé et se prêter à l'examen de l'effet d'une fracture ou d'un ensemble de fractures donné tout en ayant certaines garanties selon lesquelles le cas de base sous-jacent reste stable. A titre d'exemple, une approche multi- 5 segments de la modélisation des fractures naturelles peut renforcer la commodité, la souplesse et la résolution de l'impact et de la sensibilité du stockage, de l'écoulement, etc. dans les fractures sur les performances, la récupération, etc. des réservoirs. A titre d'exemple, une approche multi-segments de la modélisation des fractures naturelles peut renforcer la compréhension du positionnement des puits, de 10 la fracturation hydraulique, de l'injection de fluides, du traitement chimique, etc., ce qui peut être lié à un ou plusieurs buts (par ex. la production d'un fluide souhaité). [0047] La Fig. 1 présente un exemple de système 100 comprenant divers composants 110 de gestion destinés à gérer divers aspects d'un environnement géologique 150 (par ex. un environnement comprenant un bassin sédimentaire, un 15 réservoir 151, une ou plusieurs fractures 153, etc.). Par exemple, les composants 110 de gestion peuvent se prêter à une gestion directe ou indirecte de la détection, du forage, de l'injection, de l'extraction, etc., par rapport à l'environnement géologique 150. A terme, des informations supplémentaires concernant l'environnement géologique 150 peuvent devenir disponibles sous la forme d'une 20 rétroaction 160 (par ex. éventuellement en tant qu'entrées pour un ou plusieurs des composants 110 de gestion). [0048] Dans l'exemple de la Fig. 1, les composants 110 de gestion comprennent un composant 112 de données sismiques, un composant 114 d'informations supplémentaires (par ex. des données de puits / de diagraphies), un 25 composant 116 de traitement, un composant 120 de simulation, un composant 130 d'attributs, un composant 142 d'analyse / de visualisation et un composant 144 de flux de travaux. En cours d'utilisation, des données sismiques et d'autres informations fournies par les composants 112 et 114 peuvent être introduites dans le composant 120 de simulation. 30 [0049] Dans un exemple de mode de réalisation, le composant 120 de simulation peut s'appuyer sur des entités 122. Les entités 122 peuvent comprendre des entités de terre ou des objets géologiques tels que des puits, des surfaces, des réservoirs, etc. Dans le système 100, les entités 122 peuvent comprendre des représentations virtuelles d'entités physiques réelles qui sont reconstituées à des 3005 766 14 fins de simulation. Les entités 122 peuvent comprendre des entités basées sur des données acquises par détection, observation, etc. (par ex. les données sismiques 112 et d'autres informations 114). Une entité peut être caractérisée par une ou plusieurs propriétés (par ex. une entité géométrique de maillage en pilier d'un 5 modèle de terre peut être caractérisée par une propriété de porosité). De telles propriétés peuvent représenter une ou plusieurs mesures (par ex. des données acquises), des calculs, etc. [0050] Dans un exemple de mode de réalisation, le composant 120 de simulation peut s'appuyer sur un environnement logiciel comme un environnement à 10 base d'objets. Dans un tel environnement, les entités peuvent comprendre des entités basées sur des classes prédéfinies pour faciliter la modélisation et la simulation. Un exemple commercialisé d'environnement à base d'objets est l'environnement MICROSOFT® .NETTM (Redmond, Washington), qui propose un ensemble de classes d'objets extensibles. Dans l'environnement .NETTM, une classe 15 d'objets encapsule un module de code réutilisable et des structures de données associées. Des classes d'objets peuvent être utilisées pour instancier des instances d'objets en vue de leur utilisation dans un programme, un script, etc. Par exemple, des classes de trous de sonde peuvent définir des objets servant à représenter des trous de sonde en se basant sur des données de puits. 20 [0051] Dans l'exemple de la Fig. 1, le composant 120 de simulation peut traiter des informations pour se conformer à un ou plusieurs attributs spécifiés par le composant 130 d'attributs, qui peut comprendre une bibliothèque d'attributs. Ce traitement peut avoir lieu avant l'introduction dans le composant 120 de simulation (on envisagera par ex. le composant 116 de traitement). A titre d'exemple, le 25 composant 120 de simulation peut effectuer des opérations sur des informations d'entrée en se basant sur un ou plusieurs attributs spécifiés par le composant 130 d'attributs. Dans un exemple de mode de réalisation, le composant 120 de simulation peut construire un ou plusieurs modèles de l'environnement géologique 150, sur lesquels on peut s'appuyer pour simuler le comportement de 30 l'environnement géologique 150 (par ex. en réaction à une ou plusieurs actions, qu'elles soient naturelles ou artificielles). Dans l'exemple de la Fig. 1, le composant 142 d'analyse / de visualisation peut se prêter à une interaction avec un modèle ou des résultats issus de modèles. A titre d'exemple, une sortie du composant 120 de 3005 766 15 simulation peut être introduite dans un ou plusieurs autres flux de travaux, comme indiqué par un composant 144 de flux de travaux. [0052] A titre d'exemple, le composant 120 de simulation peut inclure une ou plusieurs caractéristiques d'un simulateur tel que le simulateur de réservoir 5 ECLIPSETM (Schlumberger Limited, Houston Texas), le simulateur de réservoir INTERSECTTM (Schlumberger Limited, Houston Texas), etc. A titre d'exemple, un ou des réservoirs peuvent être simulés par rapport à une ou plusieurs techniques de récupération assistée (on envisagera par ex. un processus thermique comme le SAGD, etc.). 10 [0053] Dans un exemple de mode de réalisation, les composants 110 de gestion peuvent inclure des caractéristiques d'un environnement de simulation commercialisé tel que l'environnement logiciel PETREL® de la sismique à la simulation (Schlumberger Limited, Houston, Texas). L'environnement PETREL® fournit des composants qui permettent l'optimisation des opérations d'exploration et 15 de développement. L'environnement PETREL® comprend des composants logiciels de la sismique à la simulation, capables de délivrer des informations destinées à être utilisées pour l'accroissement des performances de réservoirs, par exemple en améliorant la productivité des équipes d'actifs. Par l'utilisation d'un tel environnement, divers professionnels (par ex. des géophysiciens, des géologues et 20 des ingénieurs en gisements) peuvent développer des flux de travaux collaboratifs et intégrer les opérations pour rationaliser les processus. Un tel environnement peut être considéré comme une application et peut être considéré comme une application pilotée par les données (par ex. où des données sont introduites à des fins de simulation d'un environnement géologique). 25 [0054] Dans un exemple de mode de réalisation, divers aspects des composants 110 de gestion peuvent comprendre des compléments ou modules enfichables qui fonctionnent selon les spécifications d'un environnement-cadre. Par exemple, un environnement-cadre commercialisé sous le nom d'environnement-cadre OCEAN® (Schlumberger Limited, Houston, Texas) permet l'intégration de 30 compléments (ou de modules enfichables) dans un flux de travaux de l'environnement PETREL®. L'environnement-cadre OCEAN® tire parti d'outils .NET® (Microsoft Corporation, Redmond, Washington) et propose des interfaces stables conviviales pour un développement efficace. Dans un exemple de mode de réalisation, divers composants peuvent être mis en oeuvre en tant que compléments 3005 766 16 (ou modules enfichables) qui se conforment à, et fonctionnent selon, des spécifications d'un environnement-cadre (par ex. selon des spécifications d'interfaces de programmation d'applications (API), etc.). [0055] La Fig. 1 présente également un exemple d'environnement 170 qui 5 comprend une couche 180 de simulation par modèle ainsi qu'une couche 190 de services d'environnement, une couche 195 de noyau d'environnement et une couche 175 de modules. L'environnement 170 peut comprendre l'environnement commercialisé OCEAN® où la couche 180 de simulation par modèle est la suite logicielle commercialisée PETREL® centrée sur les modèles qui héberge des 10 applications de l'environnement OCEAN®. Dans un exemple de mode de réalisation, le logiciel PETREL® peut être considéré comme une application pilotée par les données. Le logiciel PETREL® peut comprendre un environnement de construction et de visualisation de modèle. Un tel modèle peut comprendre un ou plusieurs maillages. 15 [0056] La couche 180 de simulation par modèle peut fournir des objets 182 de domaine, agir comme une source 184 de données, prendre en charge un rendu 186 et prendre en charge diverses interfaces 188 d'utilisateurs. Le rendu 186 peut mettre en place un environnement graphique dans lequel des applications peuvent afficher leurs données tandis que les interfaces 188 d'utilisateurs peuvent donner une allure 20 visuelle commune à des composants d'interfaces d'utilisateurs d'applications. [0057] Dans l'exemple de la Fig. 1, les objets 182 de domaine peuvent comprendre des objets d'entités, objets de propriétés et éventuellement d'autres objets. Les objets d'entités peuvent être utilisés pour représenter géométriquement des puits, des surfaces, des réservoirs, etc., tandis que les objets de propriétés 25 peuvent être utilisés pour conférer des valeurs de propriétés ainsi que des versions de données et des paramètres d'affichage. Par exemple, un objet d'entité peut représenter un puits où un objet de propriété donne des informations de diagraphie ainsi que des informations de version et des informations d'affichage (par ex. pour afficher le puits dans le cadre d'un modèle). 30 [0058] Dans l'exemple de la Fig. 1, des données peuvent être stockées dans une ou plusieurs sources de données (ou magasins de données, généralement des dispositifs physiques de stockage de données), qui peuvent se situer sur le même site ou sur différents sites physiques et accessibles via un ou plusieurs réseaux. La couche 180 de simulation par modèle peut être configurée pour modéliser des projets. A ce titre, un projet particulier peut être sauvegardé, les informations de projet conservées pouvant comprendre des entrées, des modèles, des résultats et des cas. Ainsi, lorsqu'une session de modélisation est terminée, un utilisateur peut sauvegarder un projet. Par la suite, il est possible d'accéder au projet et de le restaurer à l'aide de la couche 180 de simulation par modèle, qui peut recréer des instances des objets de domaine concernés. [0059] Dans l'exemple de la Fig. 1, l'environnement géologique 150 peut être équipé de composants quelconques parmi divers capteurs, détecteurs, actionneurs, etc. Par exemple, un équipement 152 peut comprendre une circuiterie de communication servant à recevoir et à émettre des informations par rapport à un ou plusieurs réseaux 155. Lesdites informations peuvent comprendre des informations associées à un équipement 154 de fond, qui peut être un équipement servant à acquérir des informations, à aider à la récupération de ressources, etc. D'autres équipements 156 peuvent être situés à l'écart d'un site de puits et comprennent une circuiterie de captage, de détection, d'émission ou autre. Lesdits équipements peuvent comprendre une circuiterie de stockage et de communication servant à stocker et à communiquer des données, des instructions, etc. [0060] Comme il a été mentionné, le composant 120 de simulation de la Fig. 1 peut inclure une ou plusieurs caractéristiques d'un simulateur comme le simulateur de réservoir ECLIPSETM, le simulateur de réservoir INTERSECTTM, etc. La Fig. 2 présente un organigramme 200 d'un exemple de processus de simulation de phénomènes physiques associés à une formation souterraine 210, qui peut, par exemple, faire partie de l'environnement géologique 150 de la Fig. 1 ou d'un autre environnement géologique. La Fig. 2 présente également un exemple de modèle multi-segments 270 de puits, qui peut permettre la modélisation de puits dans la formation souterraine 210. [0061] Dans l'exemple de la Fig. 2, un bloc 220 de maillage prend en charge le maillage d'une surface, d'un volume, etc., pour représenter la formation souterraine 210, tandis qu'un bloc 230 de modèle fournit des équations servant à modéliser des phénomènes physiques associés à la formation souterraine 210. Les équations du bloc 230 de modèle peuvent être discrétisées ou décrites autrement par rapport à un ou plusieurs maillages tels que pris en charge par le bloc 220 de maillage (par ex. structuré, non structuré, structuré et non structuré). [0062] A titre d'exemple, des équations peuvent être résolues pour décrire la façon dont les valeurs de variables dépendantes comme la pression (notamment par ex. la pression capillaire, la température, la saturation, la fraction molaire (par ex. la fraction molaire de liquide, la fraction molaire de vapeur, la fraction molaire aqueuse, etc.) et le débit massique (par ex. via des équations de conservation de la masse) peuvent varier par rapport au temps. Les équations peuvent comprendre divers termes liés à des propriétés, par exemple la porosité, le volume des pores, la viscosité, la masse volumique, la densité de gravité et la perméabilité. A titre d'exemple, les équations peuvent être formulées par rapport au débit molaire (par ex. pour donner des valeurs qui illustrent aisément des phénomènes comme la conversion par réaction et la stoechiométrie). [0063] A titre d'exemple, la simulation de réservoirs peut faire intervenir la résolution numérique d'un système d'équations qui décrit la physique régissant certains comportements d'un écoulement de fluides multiphasiques multi- composants dans les milieux poreux d'un réservoir souterrain. Un système d'équations peut être formulé sous la forme d'équations différentielles partielles (EDP) non linéaires couplées. Ces EDP peuvent être discrétisées spatialement et éventuellement temporellement par rapport à un ou plusieurs maillages. Des systèmes d'équations peuvent être résolus pour déterminer des inconnues via un processus itératif. A titre d'exemple, des itérations peuvent avoir lieu pour une série de pas de temps jusqu'à ce qu'un temps prescrit soit atteint. [0064] Dans l'exemple de la Fig. 2, un bloc 240 de linéarisation prend en charge la linéarisation d'un système d'équations telles que celles fournies par le bloc 230 de modèle. Par exemple, la linéarisation d'un système d'équations non linéaires peut se faire à l'aide d'une méthode de Newton-Raphson qui fait intervenir la formation d'une matrice jacobienne de dérivées par rapport à diverses inconnues. A titre d'exemple, la formation souterraine 210 peut être, ou être appelée à être, traversée par un ou plusieurs puits. Dans un tel exemple, un système d'équations peut comprendre une partie de réservoir et une partie de puits. Par rapport au classement des équations qui décrivent ces parties, l'introduction de la partie de puits peut avoir un impact sur un ou plusieurs aspects parmi le classement, la taille de la matrice, etc., par comparaison à un système d'équations qui prend en compte un réservoir sans puits. Par exemple, une partie de réservoir peut se traduire par une matrice jacobienne structurée diagonalement (par ex. avec une certaine largeur de bande diagonale) tandis qu'une partie de puits peut se traduire par l'ajout de bords à la matrice jacobienne structurée diagonalement. [0065] A titre d'exemple, les inconnues peuvent comprendre des inconnues « P » de pression et des inconnues « S » de saturation. Par exemple, un ou plusieurs maillages peuvent être imposés sur une zone d'intérêt dans un modèle de réservoir pour définir une pluralité de mailles, une ou plusieurs propriétés inconnues étant associées à chacune d'elles. Comme exemples de propriétés inconnues, on peut citer la pression, la température, la saturation, la perméabilité, la porosité, etc. [0066] Un bloc 250 de solutionneur peut prendre en charge la résolution d'un système linéarisé d'équations (par ex. un système d'équations linéaires), par exemple pour un instant particulier. A titre d'exemple, un bloc 250 de solutionneur peut mettre en oeuvre une méthode CPR par le bloc 260 de méthode CPR (voir par ex. Wallis « Incomplete Gaussian Elimination for Preconditioning of Generalized Conjugate Gradient Acceleration, » SPE Reservoir Simulation Symposium, 15-18 nov. 1983, SPE 12265). Dans l'exemple de la Fig. 2, le bloc 250 de solutionneur peut itérer dans le but d'atteindre un ou plusieurs critères de convergence (par ex. une erreur admissible). Lorsque le temps intervient, le temps peut être incrémenté (par ex. via un pas de temps) après que la convergence a été atteinte pour un instant antérieur. [0067] A titre d'exemple, une matrice peut être ordonnée maille par maille, des inconnues étant associées aux mailles. Une telle matrice peut comprendre des termes nuls et des termes non nuls. La taille ou la forme d'un bloc peut être déterminée par les voisines de la maille ou d'autres relations. En outre, les caractéristiques d'une technique numérique peuvent avoir un effet sur un ou plusieurs paramètres parmi la taille des blocs, leur forme, etc. (par ex. l'ordre d'une technique de différences finies, etc.). [0068] En ce qui concerne le modèle multi-segments 270 de puits, les noeuds et les conduits de segments sont présentés par rapport à un exemple de réservoir et un puits de forage pour modéliser l'écoulement entre le puits de forage et le réservoir (par ex. via des mailles qui modélisent le réservoir). Comme le montre l'exemple de la Fig. 2, le modèle multi-segments 270 de puits peut prendre en charge la discrétisation d'un puits en un certain nombre de segments unidimensionnels (par ex. des lignes), chacun des segments comprenant un noeud et un conduit de segment. Dans le modèle multi-segments 270 de puits, un segment peut ne comprendre aucune liaison vers une maille de réservoir, ou peut comprendre une ou plusieurs liaisons vers une maille de réservoir. Un tel modèle peut prendre en charge la modélisation d'huile noire triphasique, par exemple, via des équations de conservation de la masse et une équation de perte de charge associée à chaque segment de puits. A titre d'exemple, les équations de puits peuvent être résolues conjointement avec des équations de réservoir pour donner la pression, les débits (par ex. les débits massiques, les débits volumiques, les vitesses, etc.) et la composition (par ex. la composition en phases, etc.) dans chaque segment. [0069] A titre d'exemple, le modèle multi-segments 270 de puits peut faire partie d'une spécification de modèle de puits d'un environnement tel que l'environnement INTERSECTTM. A titre d'exemple, une telle spécification de modèle de puits peut être prévue pour modéliser une ou plusieurs fractures naturelles et éventuellement une ou plusieurs fractures artificielles. Dans un tel exemple, un ou plusieurs puits peuvent être modélisés en plus d'une ou de plusieurs fractures naturelles, etc. Par exemple, étant donné une représentation multi-segments d'une fracture naturelle, il est possible d'introduire un segment qui relie mathématiquement la fracture naturelle à un puits. Dans un tel exemple, une condition à la limite ou un type de segment peut exister pour établir la liaison mathématique, par exemple un segment de Darcy d'une fracture naturelle poreuse vers un segment de puits de forage d'un puits (par ex. un conduit ouvert pour l'écoulement de fluides). De cette manière, la communication fluidique peut être modélisée entre une fracture naturelle et une autre entité d'un modèle multi-segments. A titre d'exemple, des segments peuvent être introduits pour former un maillage 2D pour une fracture (par ex. là où le maillage 2D peut être mathématiquement lié à un maillage 3D utilisé pour modéliser une formation souterraine). Par exemple, les segments peuvent former un plan qui représente mathématiquement une fracture à des fins de modélisation de l'écoulement vers la fracture, depuis la fracture et à l'intérieur de la fracture. Dans un tel exemple, l'écoulement peut concerner un ou plusieurs fluides (par ex. du liquide, du gaz, un fluide d'injection, un fluide de production, etc.). Comme il a été mentionné, l'écoulement peut être en termes de débit massique, de débit volumétrique, de vitesse, etc. [0070] La Fig. 3 présente un exemple de procédé 300, qui peut être un flux de travaux, par exemple, à réaliser par un ingénieur en gisements, etc. Le procédé 300 comprend un bloc 310 d'analyse servant à analyser des données et un bloc 320 de 3005 766 21 décision servant à décider s'il existe une ou plusieurs fractures en se basant au moins en partie sur l'analyse de données. Lorsque le bloc 320 de décision décide qu'il n'existe aucune fracture, le procédé 300 se poursuit jusqu'à un bloc 330 de construction servant à construire un modèle, qui peut être par exemple un modèle 5 de réservoir (par ex. un modèle qui comprend un maillage servant à modéliser une région souterraine tridimensionnelle). Dans le procédé 300, lorsque le bloc 320 de décision décide qu'il existe des fractures, un autre bloc 340 de décision décide si au moins certaines des fractures existent en tant que fractures discrètes. Par exemple, le bloc 340 de décision peut décider si l'analyse de données du bloc 310 d'analyse 10 fournit des informations suffisantes concernant l'existence d'une ou plusieurs fractures discrètes qui peuvent se prêter à une modélisation utilisant un modèle multi-segments. Lorsque le bloc 340 de décision décide qu'il n'existe aucune fracture discrète, le procédé 300 se poursuit jusqu'à un bloc 350 de construction servant à construire un modèle, qui peut comprendre une approche de milieu continu pour 15 modéliser l'existence de fractures (par ex. des fractures à petite échelle qui ne peuvent pas être jugées « discrètes » par rapport à un ou plusieurs critères). [0071] Lorsque le bloc 340 de décision décide qu'il existe une ou plusieurs fractures discrètes, le procédé 300 se poursuit jusqu'à un bloc 360 de construction servant à construire un modèle de fractures discrètes. Comme le montre l'exemple 20 de la Fig. 3, le procédé 300 peut comprendre la construction d'un modèle de fractures discrètes via un bloc 370 de représentation servant à représenter une ou plusieurs fractures discrètes en 2D via des segments et représentant éventuellement au moins un des segments comme comprenant une ou plusieurs liaisons. Etant donné un modèle de fractures discrètes, le procédé 300 peut comprendre un bloc 25 380 de simulation servant à simuler un écoulement dans la ou les fractures discrètes. Dans un tel exemple, la simulation de l'écoulement peut comprendre une simulation d'écoulement de Darcy (par ex. lorsqu'un ou plusieurs des segments d'un modèle multi-segments comprennent des équations qui décrivent un écoulement de Darcy). 30 [0072] A titre d'exemple, une simulation peut simuler un état d'un système. Par exemple, un état relativement stationnaire peut exister pour une formation souterraine où une ou plusieurs fractures naturelles agissent pour emmagasiner du fluide d'un réservoir. Dans un tel exemple, une simulation peut simuler un état de stockage qui apporte des informations concernant le fait qu'une ou plusieurs 3005 766 22 fractures naturelles emmagasinent ou non du fluide. A titre d'exemple, une telle simulation peut ne pas faire intervenir de pas de temps intermédiaires pour atteindre l'état stationnaire. A titre d'exemple, étant donné une solution stationnaire, un puits, une fracture artificielle, etc., peuvent être introduits dans un modèle multi-segments 5 et une simulation effectuée pour modéliser un écoulement, par exemple, d'un puits à une fracture naturelle, d'une fracture artificielle à une fracture naturelle, d'un réservoir à une fracture naturelle, etc. A titre d'exemple, un puits peut être un puits producteur, un puits injecteur, ou un autre type de puits. [0073] Le procédé 300 est présenté sur la Fig. 3 en association avec divers 10 blocs 311, 321, 331, 341, 351, 361, 371 et 381 de supports lisibles par ordinateur (CRM). De tels blocs comprennent généralement des instructions aptes à être exécutées par un ou plusieurs processeurs (ou coeurs de processeur) pour donner comme consignes à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Bien que divers blocs soient présentés, un seul support peut être 15 configuré avec des instructions visant à prendre en charge, au moins en partie, la réalisation de diverses actions du procédé 300. A titre d'exemple, un support lisible par ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur. [0074] La Fig. 4 présente un exemple de procédé 400 qui comprend un bloc 410 d'identification et de représentation servant à identifier et à représenter une 20 fracture naturelle dans une région 2D d'un environnement 3D comportant un réservoir, un bloc 420 de définition servant à définir une ou plusieurs liaisons pour une communication fluidique entre la région 2D et le réservoir de l'environnement 3D, un bloc 430 de définition servant à définir des conditions aux limites concernant au moins la région 2D (on considérera par ex. une condition de débit nul pour une 25 fracture naturelle comme étant associée à un réservoir), un bloc 440 de résolution servant à déterminer une solution d'écoulement dans la région 2D (par ex. compte tenu des conditions aux limites), et un bloc 450 de résolution servant à déterminer une solution d'écoulement dans l'environnement 3D en se basant au moins en partie sur une solution fournie par le bloc 440 de résolution pour l'écoulement dans la 30 région 2D. [0075] Comme indiqué dans l'exemple de la Fig. 4, une solution du bloc 450 de résolution peut informer un bloc 412 d'actualisation servant à mettre à jour une ou plusieurs régions, un bloc 422 d'actualisation servant à mettre à jour une ou plusieurs liaisons, et un bloc 432 d'actualisation servant à mettre à jour une ou plusieurs conditions aux limites. De cette manière, il peut exister une ou plusieurs boucles qui agissent pour examiner des variations spatiales, des variations de propriétés, etc. A titre d'exemple, une ou plusieurs boucles peuvent agir pour affiner une ou des solutions, par exemple pour modéliser plus exactement l'écoulement dans un environnement 3D comprenant au moins une région 2D, qui peut représenter une fracture naturelle. [0076] Dans l'exemple de la Fig. 4, une région 2D peut être une région multi- segments où des segments multiples représentent une fracture naturelle. A titre d'exemple, le procédé 400 peut inclure la représentation d'entités comme des puits, des fractures artificielles, etc. Dans un tel exemple, les blocs 420 et 430 peuvent fournir, respectivement, des liaisons et des conditions aux limites appropriées. [0077] Le procédé 400 est présenté sur la Fig. 4 en association avec divers blocs 411, 421, 431, 441 et 451 de supports lisibles par ordinateur (CRM). De tels blocs comprennent généralement des instructions aptes à être exécutées par un ou plusieurs processeurs (ou coeurs de processeur) pour donner comme consigne à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Bien que divers blocs soient présentés, un seul support peut être configuré avec des instructions visant à prendre en charge, au moins en partie, la réalisation de diverses actions du procédé 400. A titre d'exemple, un support lisible par ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur. [0078] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre les étapes consistant à identifier une fracture naturelle discrète dans un environnement tridimensionnel comprenant un réservoir, la formation souterraine et le réservoir modélisé par un modèle à maillage tridimensionnel ; à représenter la fracture naturelle discrète via un modèle multi-segments dans une région bidimensionnelle au sein du modèle à maillage tridimensionnel ; à définir au moins une liaison pour une communication fluidique entre le modèle multi-segments et le modèle à maillage tridimensionnel ; à définir des conditions aux limites pour le modèle multi-segments ; et à déterminer une solution du modèle multi-segments compte tenu de la ou des liaisons et des conditions aux limites pour donner des valeurs d'écoulement de fluide dans la région bidimensionnelle. A titre d'exemple, un tel procédé peut comprendre une étape consistant à déterminer une solution pour le modèle à maillage tridimensionnel d'écoulement de fluide en se basant au moins en partie sur les valeurs d'écoulement de fluide dans la région bidimensionnelle. 3005 766 24 [0079] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à définir au moins une liaison pour une communication fluidique entre un modèle multisegments et un puits, le puits étant modélisé par un autre modèle multi-segments. Un tel procédé peut également comprendre une étape consistant à déterminer une 5 solution des modèles multi-segments pour donner des valeurs d'écoulement de fluide dans au moins une région bidimensionnelle. [0080] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à formuler un plan pour la création d'une fracture artificielle en se basant au moins en partie sur des valeurs d'écoulement de fluide dans une région bidimensionnelle qui 10 représente une fracture naturelle. A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à représenter une fracture artificielle via un modèle multisegments dans une région bidimensionnelle au sein d'un modèle à maillage tridimensionnel et à déterminer une solution de modèles multi-segments multiples pour donner des valeurs d'écoulement de fluide dans des régions bidimensionnelles. 15 [0081] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à définir au moins une liaison pour une communication fluidique entre un modèle multisegments et un modèle à maillage tridimensionnel en définissant une liaison pour une communication fluidique entre une fracture naturelle discrète et un réservoir. Dans un tel exemple, le réservoir peut comprendre un fluide et des valeurs 20 d'écoulement de fluide dans une région bidimensionnelle peuvent représenter l'écoulement de fluide du réservoir vers la fracture naturelle discrète, de la fracture naturelle discrète vers le réservoir ou une combinaison des deux. [0082] A titre d'exemple, un modèle à maillage tridimensionnel peut prendre en compte au moins certaines fractures dans un environnement tridimensionnel à 25 l'aide d'un modèle de milieu continu. Dans un tel exemple, d'autres fractures peuvent être considérées comme discrètes et modélisées à l'aide d'un modèle ou de modèles multi-segments. [0083] La Fig. 5 présente un exemple de procédé 500 qui comprend un bloc 510 d'identification servant à identifier une ou plusieurs régions 2D dans un 30 environnement 3D comportant un ou plusieurs réservoirs, un bloc 514 de modèle servant à modéliser un ou plusieurs puits dans l'environnement 3D comportant un ou plusieurs réservoirs, un bloc 520 de définition servant à définir une ou plusieurs liaisons d'entités dans l'environnement 3D (par ex. des puits, des fractures, des réservoirs, etc.), un bloc 530 de définition servant à définir des conditions aux limites 3005 766 25 pour au moins certaines des entités dans l'environnement 3D, et un bloc 540 de résolution servant à déterminer une solution d'écoulement (par ex. compte tenu des conditions aux limites). [0084] A titre d'exemple, une région 2D peut être une région multi-segments 5 qui représente une fracture existante (par ex. naturelle ou artificielle, ou un hybride de celles-ci), une fracture prévisionnelle, etc. En ce qui concerne le bloc 514 de modèle, la modélisation peut viser un puits existant, un puits prévisionnel, une modification d'un puits existant, etc. A titre d'exemple, un modèle multi-segments peut comprendre au moins une fracture naturelle et au moins un puits, qu'ils soient 10 existants, prévisionnels, etc. [0085] Dans l'exemple de la Fig. 5, le procédé 500 comprend un bloc 550 de décision servant à décider s'il existe des données sur un ou plusieurs puits existants. A titre d'exemple, lorsque le bloc 550 de décision décide qu'il existe de telles données, le procédé 500 peut se poursuivre jusqu'à un bloc 560 de correspondance 15 d'historique servant à mettre en correspondance un historique (par ex. pour comparer une solution du bloc 540 de résolution à des données). Ensuite, le procédé 500 peut se poursuivre au niveau d'un bloc 570 de continuation, qui peut continuer jusqu'à une action boucle ou une autre action. A titre d'exemple, lorsque le bloc 550 de décision décide qu'il n'existe pas de données suffisantes (par ex. à des 20 fins de correspondance d'historique), le procédé 500 peut se poursuivre jusqu'au bloc 570 de continuation. [0086] Le procédé 500 est présenté sur la Fig. 5 en association avec divers blocs 511, 515, 521, 531, 541, 551 et 561 de supports lisibles par ordinateur (CRM). De tels blocs comprennent généralement des instructions aptes à être exécutées par 25 un ou plusieurs processeurs (ou coeurs de processeur) pour donner comme consignes à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Bien que divers blocs soient présentés, un seul support peut être configuré avec des instructions visant à prendre en charge, au moins en partie, la réalisation de diverses actions du procédé 500. A titre d'exemple, un support lisible par 30 ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur. [0087] La Fig. 6 présente un exemple de système 600, des exemples de divers modules 610 et un exemple de réseau 680 de fractures. Dans l'exemple de la Fig. 6, le système 600 comprend un ou plusieurs processeurs 602 couplés fonctionnellement à une mémoire 604. A titre d'exemple, la mémoire 604 peut 3005 766 26 conserver des modules tels qu'un ou plusieurs des modules 610, qui peuvent fournir la modélisation du stockage, de l'écoulement, etc., dans un environnement souterrain. Dans l'exemple de la Fig. 6, les modules 610 comprennent un module 612 de réservoir avec fluide, un module 614 de réservoir sec, un module 622 pour 5 puits existants, un module 624 pour puits prévisionnels, un module 642 de fractures naturelles, un module 644 de fractures artificielles et un ou plusieurs modules solutionneurs 660. Dans l'exemple de la Fig. 6, les modules 610 peuvent comprendre des instructions aptes à être exécutées par un ou plusieurs des processeurs (par ex. des coeurs de processeur) pour donner comme consigne à un 10 dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Par exemple, le système 600 peut recevoir des consignes par des instructions d'un ou plusieurs des modules 610. [0088] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre une étape consistant à mettre en oeuvre un ou plusieurs des modules 610 pour représenter un réseau tel 15 que le réseau 680 de fractures. Dans l'exemple de la Fig. 6, le réseau 680 de fractures comprend des fractures naturelles et des fractures artificielles. A titre d'exemple, la création d'une fracture hydraulique peut être affectée par une ou plusieurs fractures naturelles. Par exemple, la croissance de la fracture hydraulique peut progresser dans une direction nord-est-sud-ouest qui réactive des fractures 20 naturelles (traits pointillés) dont la tendance se situe dans une autre ou d'autres directions (voir par ex. les flèches indiquant des directions possibles de propagation de fractures hydrauliques). [0089] A titre d'exemple, un procédé peut comprendre des étapes consistant à modéliser des fractures naturelles dans un environnement à l'aide d'un modèle multi- 25 segments et à déterminer une solution du modèle multi-segments pour le stockage, l'écoulement, etc., par exemple, par rapport à un réservoir ou des réservoirs. Une solution peut elle-même être analysée pour déceler des fractures artificielles prévisionnelles. Une telle analyse peut, par exemple, comprendre le positionnement d'un ou plusieurs puits en vue de créer une ou plusieurs fractures artificielles 30 prévisionnelles par rapport à une ou plusieurs fractures naturelles afin de générer un réseau qui agit pour réactiver des fractures naturelles en tant que conduits pour l'écoulement de fluide. A titre d'exemple, une telle analyse peut viser à éviter certaines fractures naturelles et à réactiver (par ex. exploiter) d'autres fractures naturelles. Dans un tel exemple, le raffinement des emplacements, des propriétés, etc., des fractures naturelles peut s'effectuer en utilisant un modèle multi-segments éventuellement en conjonction avec un modèle à maillage 3D qui modélise un ou plusieurs réservoirs. [0090] A titre d'exemple, un modèle peut prendre en compte la contrainte ou un ou plusieurs autres facteurs susceptibles d'être liés à la fracturation. A titre d'exemple, un modèle multi-segments de fractures naturelles peut être lié mathématiquement à un modèle de contraintes pour un environnement 3D. A titre d'exemple, un modèle peut prendre en compte un processus chimique (par ex. une acidification). A titre d'exemple, un modèle multi-segments de fractures naturelles peut être lié mathématiquement à un modèle de réactions chimiques servant à modéliser un processus chimique (par ex. par rapport à une ou plusieurs caractéristiques de fractures). Lorsqu'une correspondance d'historique est effectuée pour l'écoulement en se basant au moins en partie sur une solution à un modèle multi-segments de fractures naturelles, des affinements du modèle multi-segments de fractures naturelles peuvent agir pour actualiser un ou plusieurs paramètres associés à la contrainte (par ex. la direction, etc.). [0091] A titre d'exemple, un système peut comprendre un ou plusieurs processeurs servant à traiter des informations, une mémoire couplée fonctionnellement au(x) processeur(s) et des modules qui comportent des instructions susceptibles d'être conservées dans la mémoire et exécutables par au moins le ou au moins un des processeurs. De tels modules peuvent comprendre un module de réservoir servant à modéliser un réservoir dans un environnement tridimensionnel souterrain via un modèle à maillage tridimensionnel, un module de fracture naturelle servant à modéliser une fracture naturelle via un modèle multi- segments dans une région bidimensionnelle, un module de puits servant à modéliser un puits via un modèle multi-segments, et un ou plusieurs modules solutionneurs servant à déterminer une solution en termes de valeurs d'écoulement de fluide dans un réseau de fractures en se basant au moins en partie sur la modélisation d'une fracture naturelle via un modèle multi-segments. A titre d'exemple, un système peut comprendre un module de fracture artificielle servant à modéliser une fracture artificielle via un modèle multi-segments dans une région bidimensionnelle. A titre d'exemple, un système peut comprendre un module solutionneur servant à déterminer une solution en termes de valeurs d'écoulement de fluide dans un réseau 3005 766 28 de fractures qui comprend au moins une fracture naturelle et au moins une fracture artificielle. [0092] Comme il a été mentionné, des conditions aux limites peuvent être définies (par ex. imposées) sur un ou plusieurs segments d'un modèle multi- 5 segments qui modélise une fracture naturelle, des fractures naturelles, etc. La Fig. 7 présente un exemple d'environnement 710 qui comprend diverses formations, un puits de forage et des fractures naturelles. Comme indiqué, les formations comprennent un fluide tel que du pétrole, du gaz et / ou de l'eau, qui peut définir diverses zones. En ce qui concerne les conditions aux limites, une fracture naturelle 10 peut comprendre une condition à la limite d'une fracture naturelle à fracture naturelle, une condition à la limite de la fracture naturelle à la formation pétrolifère, une condition à la limite de la fracture naturelle au puits de forage, une condition à la limite de la fracture naturelle à une formation gazéifère, une condition à la limite de la fracture naturelle à une formation aquifère, etc. A titre d'exemple, une fracture 15 naturelle peut comprendre de multiples conditions aux limites, par exemple, à la fois pour un puits de forage et une formation remplie de fluide. [0093] A titre d'exemple, une formation peut être considérée comme remplie de fluide ou vide (par ex. « sèche ») en fonction du type de fluide. Par exemple, une formation gazéifère peut être considérée comme vide par rapport au pétrole lorsque 20 le but est de produire du pétrole. Comme indiqué par l'environnement représentatif 710 de la Fig. 7, le pétrole et l'eau peuvent coexister au sein d'une formation et une stratégie peut être formulée pour produire du pétrole avec une teneur minime en eau. A titre d'exemple, une telle stratégie peut être affinée via l'utilisation d'un multisegments qui modélise une ou plusieurs fractures naturelles par rapport à un 25 environnement (par ex. pour éviter l'activation d'une fracture naturelle qui peut conduire à un accroissement de la teneur en eau dans le pétrole). [0094] La Fig. 8 présente un exemple d'interface graphique d'utilisateur (GUI) 810 qui prend en charge l'affichage d'un maillage 812, de puits 814 et 818 et de fractures 815, et un exemple de GUI 830 qui prend en charge l'affichage d'un 30 maillage 832, de puits 834 et 838, d'une fracture 835 et d'une échelle 836. [0095] En ce qui concerne la GUI 810, elle peut également prendre en charge la visualisation des diverses entités dans une autre vue, comme une vue en plan dans un plan x-y. La GUI 810 peut comprendre un ou plusieurs champs de données destinés par exemple à la saisie de paramètres associés aux fractures 815. Par 3005 766 29 exemple, une profondeur du champ de fractures peut être spécifiée suivant une dimension de profondeur et une orientation du champ de fractures peut être spécifiée par rapport à une direction (par ex. éventuellement un angle). Comme il a été mentionné, des fractures naturelles peuvent survenir sous forme d'amas ou de 5 couloirs, qui peuvent être orientés dans une direction générale (par ex. en réaction à une contrainte passée, etc.). Dans l'exemple de la Fig. 8, la GUI 810 peut permettre d'orienter un champ dans son ensemble ou des fractures individuelles au sein d'un amas ou d'un couloir. [0096] En ce qui concerne la GUI 830, la fracture naturelle 835 est 10 représentée comme un maillage 2D accompagné de diverses valeurs, qui peuvent être des propriétés affectées au maillage 2D, des solutions à un modèle relatif au maillage 2D, etc. Par exemple, les diverses valeurs telles qu'indiquées par l'échelle 836 peuvent représenter des propriétés statiques (par ex. perméabilité, etc.), des valeurs dynamiques (par ex. issues d'une simulation, etc.). A titre d'exemple, une 15 GUI peut présenter des valeurs de pression, des valeurs de saturation (par ex. pourcentage d'une phase dans un système de fluide multiphasique), des valeurs de porosité, des valeurs de débit ou d'autres valeurs associées à un modèle de Darcy ou à un autre modèle. Ces valeurs peuvent être présentées directement sur un maillage 2D. A titre d'exemple, une GUI peut comprendre une commande graphique 20 qui prend en charge la sélection d'un ou plusieurs types de valeurs et l'affichage de ces valeurs (par ex. en utilisant la couleur, un hachurage, des contours, etc.) par rapport à un maillage qui représente une fracture. De cette manière, un utilisateur peut interagir avec la GUI pour visualiser des valeurs afin de déterminer une stratégie, d'affiner une stratégie, d'actualiser un modèle, etc. A titre d'exemple, une 25 visualisation peut être présentée comme une série d'images par rapport au temps (par ex. une vidéo), par exemple pour illustrer un écoulement, une variation d'une ou plusieurs propriétés, de la composition des phases, etc. par rapport au temps. [0097] A titre d'exemple, le maillage 2D peut comprendre 25 segments ou davantage, qui peuvent être des segments de Darcy, chaque segment de Darcy 30 comprenant des valeurs de propriétés. Dans un tel exemple, des conditions aux limites peuvent être spécifiées pour au moins une partie des segments. Par exemple, là où le puits 834 se raccorde à la fracture 835, les segments situés le long de cette limite peuvent comprendre des conditions aux limites appropriées. Dans un autre exemple, là où le puits 838 se raccorde à la fracture 835, les segments situés le long de cette limite peuvent comprendre des conditions aux limites appropriées. [0098] A titre d'exemple, le puits 834 peut être spécifié comme étant un puits producteur, tandis que le puits 838 peut être spécifié comme étant un puits injecteur.Acidification can be considered as a stimulation operation in which acid (e.g. hydrochloric acid) is injected into a formation (e.g. a carbonated formation) such that the acid attacks the faces of the fractures to form conducting channels. For example, hydrochloric acid can be introduced into a fracture in a limestone formation to react with the limestone to form calcium chloride, carbon dioxide and water. In another example, consider a dolomitic formation where magnesium chloride is also formed. Acids other than hydrochloric acid may be used (e.g. hydrofluoric acid, etc. ). For example, a mixture of acids can be used. With respect to pressure fracturing, the pressure required to fracture a formation can be estimated based in part on a fracture gradient for formation (e.g. in kPa / m or psi / ft). For example, fracturing techniques may involve combustion or explosion (e.g. combustible gases, explosives, etc. ). With regard to hydraulic fractures, an injected fluid (e.g. water, another fluid, a mixture of fluids, etc. ) can be used to open and prolong a fracture from a wellbore and can be used to carry a proppant across the fracture. A proppant may include sand, ceramic, or other particles that can keep the fractures open, at least to some extent, after hydraulic fracturing treatment (e.g. to preserve flow passages, whether for example from a wellbore to a reservoir or vice versa). Artificial fractures may be oriented in any one of a number of directions, which may be, at least to some extent, controllable (e.g. based on the direction, size and location of the wellbore; on the basis of the pressure and the pressure gradient with respect to time; based on the injected material; based on the use of a proppant; on the basis of the existing constraint; etc. ). Hydraulic fracturing can be particularly useful for the production of natural gas as well as for the production of so-called unconventional natural gas. A higher percentage of the world's reserves of unconventional natural gas can be classified as undeveloped resources. Among the reasons for the lack of production from such reserves is the industry's focus on conventional gas production and the difficulty of producing gas from unconventional gas reserves. Unconventional gas reserves can be characterized by low permeability, gas having difficulty flowing into the wells without any kind of assistance efforts. For example, a way of assisting the flow of gas from an unconventional reservoir may involve hydraulic fracturing to increase the overall permeability of the reservoir. Underground formations, and related physical phenomena, can be modeled using various techniques. These techniques can involve a mesh, or another discretization, of one or more underground volumes that constitute a formation. When a formation includes one or more fluids (e.g. gas, liquid, or both), a modeling technique may also include the formulation of equations that account for physical phenomena such as pressure, saturation, and composition. For example, consider an oil and gas field covering a volume measured in kilometers. A model of such a field may comprise thousands of meshs or mesh points, each mesh or dot having associated values of pressure, saturation and composition, which may be unknowns of equations, for example, possibly by compared to time. Given initial values (e.g. initial conditions) and boundary values (e.g. boundary conditions), an iterative resolution technique can be applied to the equations of the model to determine the unknowns of equations at one or more instants (e.g. stationary or transient). As has been mentioned, a fracture can be characterized as a function of a form factor. For example, a fracture may have a length / width aspect ratio greater than about 1000: 1. For example, a fracture may have a width of the order of about one centimeter and a length of the order of about one hundred meters or more. As far as the modeling of such a fracture with meshes or mesh points, a large number of these meshes or mesh points can be involved because of the scale of the fracture. As a result, for a simulation, the number of unknowns may increase, which may, as a result, increase the computation requirements. By way of example, a fracture can be modeled using multiple connected segments. For example, a segment may be defined as having properties for characterizing a natural fracture. For example, a segment may be defined as having properties that correspond to a double porosity model or "Darcy" model (e.g. for the flow generated in a permeable medium by a pressure gradient). For example, a reservoir (e.g. a naturally fractured reservoir, a vacuolar carbonate reservoir, etc. ) can be classified as a double porosity reservoir (eg. a reservoir comprising regions of high permeability and regions of low permeability). By way of example, a fracture model can be defined using segments and associated equations for storage, flow, etc. for example, to or from a tank. In such an example, a reservoir model can be defined using meshes that account for various geophysical features (eg. faults, horizons, etc. ). By way of example, a segment serving to model a part of a natural fracture may be defined by a segment "conduit" and a node. For example, sources, wells, etc. , can be "connected" to one or more segments that model a natural fracture. For example, consider a reservoir as a source or sink in fluid communication with a natural fracture. For example, a model of a natural fracture may include mathematical links to one or more meshes of a reservoir model. For example, to model storage, flow, etc. in a fracture, a segment may be associated with equations for modeling multiphase fluid in a porous medium. For example, such equations may describe a Darcy flow model for each phase flow (e.g. a Darcy flow model for phase pressure drop with additional independent variables for the molar flow rate of each phase). As mentioned, a reservoir model may comprise a three-dimensional mesh (e.g. a spatial mesh) that can be iterated over time (e.g. temporally, to give a four-dimensional model). For example, a reservoir can cover hundreds of square kilometers and be located miles deep. The expansive nature of such a reservoir may involve various types of physical phenomena. Such phenomena can reveal macro-scale behavior, micro-scale or a combination of macro- and micro-scales. Attempts to capture micro-scale phenomena via increased reservoir densities or densities can lead to an increase in computational requirements and other resources. For example, increasing the density of a two-dimensional mesh by decreasing the spacing of 10 meters by 10 meters to 5 meters by 5 meters may significantly increase computational requirements (eg. quadruple them). Thus, there may be some trade-offs between micro-scale feature modeling and resource requirements. The modeling of fractures with mesh blocks that approach the geometry of the fractures (e.g. possibly less than about two centimeters) may result in mesh blocks that tend to be smaller in thickness than the surrounding mesh. In such an approach, the disparity of sizes can lead to inaccuracies in simulation, instabilities and small time steps. For example, a multi-segment approach to fracture modeling can be used, for example, without resorting to the introduction of mesh blocks that can give rise to size disparity problems. For example, a multi-segment approach to the modeling of one or more fractures can be followed by a mesh approach, for example, the results of the multi-segment approach informing the mesh approach. Such an example may reinforce a mesh approach, for example, by refining orientation, location, and so on. , of a natural fracture using a multi-segment approach. By way of example, a method may comprise a multi-segment modeling of the fluidic communication between: (i) one or more natural fractures and a reservoir; (ii) one or more natural fractures and one or more artificial fractures; (iii) one or more natural fractures and one or more wells; (iv) one or more artificial fractures and a reservoir; (y) one or more artificial fractures and one or more wells. In such an example, combinations can be modeled in such a way that a multi-segment model models the indirect fluidic communication between different types of entities. For example, an artificial fracture can be modeled via a multi-segment model to be in fluid communication with a reservoir via a natural fracture. As mentioned, depending on the process used to create an artificial fracture, it may be intrinsically in fluid communication with a wellbore (e.g. via a wellbore where pressure has been applied to create the artificial fracture). By way of example, a multi-segment model may comprise different types of segments. For example, it is possible to set up a segment capable of characterizing injection or production performance relationships (e.g. a segment associated with equations that describe a multiphasic fluid flow into or out of a wellbore). In another example, it is possible to set up a segment capable of characterizing multiphasic fluid flow in a porous medium (e.g. equations capable of describing a Darcy flow model for each phase flow). For example, it is possible to set up a segment capable of characterizing a chemical process, a pressure process, etc. , which can act on a formation (eg. acidification, fracturing, etc. ). For example, a resolution technique may include the resolution of a system of non-linear equations for a multi-segment model that models one or more natural fractures. A solution to such a model can itself be a component of a global nonlinear resolution procedure for a reservoir. For example, a global tank resolution procedure may employ a converged solution of a multi-segment model that models one or more natural fractures. By way of example, a multi-segment model may comprise the discretization and parameterization of one or more fracture corridors with respect to a reference system that can enhance the flexibility of representation and the calculation efficiency of a fractured reservoir model on the extent of the field. For example, a multi-segment model can take advantage of the capabilities of a well model specification associated with a simulation environment. For example, the INTERSECTTM environment (Schlumberger Limited, Houston, Texas) includes a well model specification that specifies segments to create a multi-well segment model. In such an example, a "well" segment can be adapted to model a natural fracture, for example by formulating one or more appropriate boundary conditions. For example, a boundary condition may be applied to a "well" segment that avoids a direct connection of that segment to the surface via a wellbore such that the "well" segment can be used to model a natural fracture. In addition, a well model specification may include a type of segment for connecting a well segment to a reservoir when said segment models a porous matrix rather than a conduit (e.g. a wellbore). For example, a natural fracture can be modeled using porous matrix segments (e.g. Darcy segments) with appropriate boundary conditions (e.g. no direct flow to the surface, etc. ). By way of example, a single natural fracture, multiple natural fractures (e.g. possibly in the form of a natural fracture corridor) can be represented as a two-dimensional "meshed" or multi-segmented network. In such an example, a 2D mesh that represents a natural fracture can be described as multiple segments specified according to equations for a porous medium (e.g. segments of Darcy). By way of example, a method may comprise a step of solving equations for individual natural fractures nested with respect to a reservoir model mesh, which may provide a more robust solution than an approach. involving the simultaneous resolution of the natural fracture equations and those of the reservoir model mesh. By way of example, a method may comprise a step of locating one or more 2D meshes with respect to a pre-existing mesh (e.g. a reservoir model mesh). In such an example, a 2D mesh, for example without thickness (e.g. dimensionless in one dimension), can be inserted (e.g. mathematically) in a pre-existing mesh along a mesh line, or it can be inserted using a process comprising a mesh division for pre-existing meshes crossed by the 2D mesh. Such a process may impose fewer requirements than a process intended to represent a natural fracture with its thickness, which may involve the introduction of meshes into the pre-existing mesh, the introduced mesh comprising a dimension smaller than that of the pre-existing mesh. of the region where the mesh is to be inserted. By way of example, a "well" model intended to model a natural fracture can be exploited with a condition at the zero flow flow limit, which can act to bind a 2D mesh of a natural fracture. crossovers to a reservoir mesh. By way of example, a system can make it possible to model one or more fracture corridors using a multi-segment approach while using a double-porosity continuous medium approach (e.g. for an underground region) to create a representative hybrid model, for example, where large fracture corridors can be modeled explicitly using the multi-segment approach and where a system of associated micro-fractures can be represented by a characterization model with double (or multiple) porosity. As regards the workflow, a reservoir engineer can start modeling a reservoir by having information on fracture characteristics on a very large scale (e.g. from seismic data, well tests, well logs, etc. ); however, the reservoir engineer may have little information, resulting in uncertainty about fractures or micro-fractures that are too small to identify, which may have a significant influence on storage, flow, etc. Since a fracture system can affect the long-term performance of a reservoir, when performing a workflow, the reservoir engineer may attempt to employ multiple simulation models in order to understand the nature of the reservoir. impact of reservoir and variance uncertainties in fracture system characterization, within measurement tolerances, on field production and recovery performance. By way of example, given a system comprising modules intended to implement a multi-segment model for one or more natural fractures, a reservoir engineer can execute a workflow that includes the postponement of natural fractures. using the information available on a map and modeling the natural fractures of the map using a multi-segment model. In addition, the reservoir engineer may optionally execute a workflow that includes making one or more natural fracture map variants (e.g. maps that may include possible characterization variants). For example, a workflow can include one or more of a non-fractured base case, fracture maps, and resulting fracture representations that can be added to a simulator for simulation. . In such an example, when well performance is predicted and history data exists, predicted well performance can be compared to historical data. When there is a numerically stable non-fractured basic case for a reservoir mesh model, for example, a method may include the introduction of 2D meshes which represent natural fractures. In such an example, 2D meshes can be introduced in series or in parallel to vary the intensity and the conductivity of the fractures. Such an approach may avoid remeshing of the reservoir mesh model in the non-fractured basic case and lend itself to examination of the effect of a given fracture or set of fractures while having some guarantees that the underlying case remains stable. For example, a multi-segment approach to natural fracture modeling can enhance the convenience, flexibility, and resolution of the impact and sensitivity of storage, flow, and the like. in fractures on performance, recovery, etc. tanks. For example, a multi-segment approach to natural fracture modeling can enhance understanding of well positioning, hydraulic fracturing, fluid injection, chemical treatment, and the like. , which may be related to one or more goals (eg. the production of a desired fluid). [0047] FIG. 1 shows an exemplary system 100 comprising various management components 110 for managing various aspects of a geological environment 150 (e.g. an environment comprising a sedimentary basin, a reservoir 151, one or more fractures 153, etc. ). For example, the management components 110 may lend themselves to direct or indirect management of detection, drilling, injection, extraction, etc. , in relation to the geological environment 150. Eventually, additional information regarding the geological environment 150 may become available as a feedback 160 (e.g. possibly as inputs for one or more of the management components 110). In the example of FIG. 1, the management components 110 comprise a seismic data component 112, a supplementary information component 114 (e.g. well / log data), a process component 116, a simulation component 120, an attribute component 130, an analysis / visualizer component 142, and a workflow component 144. In use, seismic data and other information provided by the components 112 and 114 may be introduced into the simulation component 120. In an exemplary embodiment, the simulation component 120 may rely on entities 122. Entities 122 may include earth features or geological objects such as wells, surfaces, reservoirs, and the like. In the system 100, the entities 122 may comprise virtual representations of real physical entities that are reconstructed for simulation purposes. Entities 122 may include features based on data acquired by detection, observation, etc. (eg. seismic data 112 and other information 114). An entity may be characterized by one or more properties (e.g. a geometrical feature of a pillar mesh of a land model may be characterized by a porosity property). Such properties may represent one or more measurements (e.g. acquired data), calculations, etc. In an exemplary embodiment, the simulation component 120 may rely on a software environment as an object-based environment. In such an environment, entities may include features based on predefined classes to facilitate modeling and simulation. A marketed example of an object-based environment is the MICROSOFT® environment. NETTM (Redmond, Washington), which offers a set of extensible object classes. In the environment . NETTM, a class of objects encapsulates a reusable code module and associated data structures. Object classes can be used to instantiate instances of objects for use in a program, script, and so on. For example, borehole classes can define objects for representing boreholes based on well data. In the example of FIG. 1, the simulation component 120 may process information to conform to one or more attributes specified by the attribute component 130, which may include an attribute library. This treatment can take place before the introduction into the simulation component 120 (for example, it will be considered). the treatment component 116). For example, the simulation component 120 may perform operations on input information based on one or more attributes specified by the attribute component 130. In an exemplary embodiment, the simulation component 120 may construct one or more models of the geological environment 150, upon which one can rely to simulate the behavior of the geologic environment 150 (e.g. in response to one or more actions, whether natural or artificial). In the example of FIG. 1, the analysis / visualization component 142 may lend itself to interaction with a model or results from models. For example, an output of the simulation component 120 may be introduced into one or more other workflows, as indicated by a workflow component 144. By way of example, the simulation component 120 may include one or more characteristics of a simulator such as the ECLIPSETM tank simulator 5 (Schlumberger Limited, Houston Texas), the INTERSECTTM tank simulator (Schlumberger Limited, Houston). Texas), etc. For example, one or more reservoirs may be simulated with respect to one or more assisted recovery techniques (for example, one will consider). a thermal process like SAGD, etc. ). In one exemplary embodiment, the management components 110 may include features of a commercialized simulation environment such as the PETREL® software environment from seismic to simulation (Schlumberger Limited, Houston, Texas). . The PETREL® environment provides components that enable the optimization of exploration and development operations. The PETREL® environment includes software components from seismic to simulation, capable of delivering information for use in increasing reservoir performance, for example by improving the productivity of asset teams. Through the use of such an environment, various professionals (e.g. geophysicists, geologists, and reservoir engineers) can develop collaborative workflows and integrate operations to streamline processes. Such an environment can be considered an application and can be considered as a data-driven application (e.g. where data are introduced for the purpose of simulating a geological environment). In one exemplary embodiment, various aspects of the management components 110 may include plug-in complements or modules that operate according to the specifications of a framework environment. For example, a framework environment marketed as the OCEAN® Framework Environment (Schlumberger Limited, Houston, Texas) allows the integration of 30 add-ins (or plug-ins) into a PETREL® environment workflow. . The OCEAN® framework environment takes advantage of tools. NET® (Microsoft Corporation, Redmond, Washington) and offers user-friendly stable interfaces for efficient development. In one exemplary embodiment, various components may be implemented as complements (or plug-ins) that conform to, and operate according to, a framework environment specification (e.g. according to application programming interface (API) specifications, etc. ). [0055] FIG. 1 also shows an example of environment 170 which includes a model simulation layer 180 and an environment services layer 190, an environment core layer 195 and a module layer 175. The environment 170 may include the OCEAN® marketed environment where the model simulation layer 180 is the model-based PETREL® marketed software suite that hosts OCEAN® environment applications. In an exemplary embodiment, the PETREL® software can be considered as a data-driven application. PETREL® software may include a model building and visualization environment. Such a model may include one or more meshes. Model simulation layer 180 may provide domain objects 182, act as a data source 184, support rendering 186, and support a variety of user interfaces 188. The rendering 186 may set up a graphical environment in which applications may display their data while the user interfaces 188 may provide a common visual appearance to application user interface components. In the example of FIG. 1, domain objects 182 may include entity objects, property objects, and possibly other objects. Feature objects can be used to geometrically represent wells, surfaces, reservoirs, and so on. while the property objects can be used to provide property values as well as data versions and display parameters. For example, an entity object may represent a well where a property object provides logging information as well as version information and display information (e.g. to display the well as part of a model). In the example of FIG. 1, data may be stored in one or more data sources (or data stores, generally physical data storage devices), which may be on the same site or on different physical sites and accessed via one or more networks . Model simulation layer 180 can be configured to model projects. As such, a particular project may be saved, the retained project information may include entries, templates, results, and cases. Thus, when a modeling session is finished, a user can save a project. Subsequently, the project can be accessed and restored using the model simulation layer 180, which can recreate instances of the relevant domain objects. In the example of FIG. 1, the geological environment 150 may be equipped with any of a variety of sensors, detectors, actuators, etc. For example, a device 152 may include communication circuitry for receiving and transmitting information with respect to one or more networks 155. Said information may include information associated with background equipment, which may be equipment for acquiring information, assisting in resource recovery, etc. Other equipment 156 may be located away from a wellsite and include capture, detection, emission or other circuitry. The equipment may include storage and communication circuitry for storing and communicating data, instructions, etc. As mentioned, the simulation component 120 of FIG. 1 may include one or more features of a simulator such as the ECLIPSETM tank simulator, the INTERSECTTM tank simulator, etc. Fig. 2 shows a flowchart 200 of an exemplary process of simulating physical phenomena associated with a subterranean formation 210, which may, for example, be part of the geological environment 150 of FIG. 1 or another geological environment. Fig. 2 also presents an example of a multi-segment 270 well model, which may allow the modeling of wells in the underground formation 210. In the example of FIG. 2, a mesh block 220 supports the mesh of a surface, a volume, etc. , to represent the subterranean formation 210, while a model block 230 provides equations for modeling physical phenomena associated with the subterranean formation 210. The equations of the model block 230 may be discretized or otherwise described with respect to one or more meshes as supported by the mesh block 220 (e.g. structured, unstructured, structured and unstructured). By way of example, equations can be solved to describe how the values of dependent variables such as pressure (e.g. capillary pressure, temperature, saturation, molar fraction (e.g. the molar fraction of liquid, the mole fraction of steam, the aqueous mole fraction, etc. ) and the mass flow (e.g. via mass conservation equations) may vary with time. The equations may include various terms related to properties, for example, porosity, pore volume, viscosity, density, gravity density, and permeability. By way of example, the equations can be formulated with respect to the molar flow rate (e.g. to give values that easily illustrate phenomena such as reaction conversion and stoichiometry). By way of example, the simulation of reservoirs may involve the numerical resolution of a system of equations which describes the physics governing certain behaviors of a multi-component multiphase fluid flow in the porous media of a underground tank. A system of equations can be formulated as coupled nonlinear partial differential equations (PDEs). These PDEs can be discretized spatially and possibly temporally with respect to one or more meshes. Systems of equations can be solved to determine unknowns through an iterative process. By way of example, iterations may take place for a series of time steps until a prescribed time is reached. In the example of FIG. 2, a linearization block 240 supports the linearization of a system of equations such as those provided by the model block 230. For example, the linearization of a system of non-linear equations can be done using a Newton-Raphson method which involves the formation of a Jacobian matrix of derivatives with respect to various unknowns. By way of example, the underground formation 210 can be, or be called to be, crossed by one or more wells. In such an example, a system of equations may include a reservoir portion and a well portion. Compared to the ranking of the equations that describe these parts, the introduction of the well part can have an impact on one or more aspects among the ranking, the size of the matrix, etc. , compared to a system of equations that takes into account a reservoir without wells. For example, a reservoir part may result in a Jacobian matrix structured diagonally (eg. with a certain diagonal bandwidth) while a portion of wells can result in the addition of edges to the diagonally structured jacobian matrix. By way of example, the unknowns may comprise unknowns "P" of pressure and unknowns "S" of saturation. For example, one or more meshes can be imposed on an area of interest in a reservoir model to define a plurality of meshes, one or more unknown properties being associated with each of them. Examples of unknown properties include pressure, temperature, saturation, permeability, porosity, etc. A solver block 250 can support the resolution of a linearized system of equations (e.g. a system of linear equations), for example for a particular moment. By way of example, a block 250 of a solver can implement a CPR method by block 260 of the CPR method (see, e.g. Wallis "Incomplete Gaussian Elimination for Preconditioning of Generalized Conjugate Gradient Acceleration," SPE Reservoir Simulation Symposium, Nov. 15-18. 1983, SPE 12265). In the example of FIG. 2, the solver block 250 may iterate in order to achieve one or more convergence criteria (e.g. an admissible error). When the time intervenes, the time can be incremented (e.g. via a time step) after the convergence has been reached for a previous instant. By way of example, a matrix may be ordered mesh by mesh, unknowns being associated with the meshs. Such a matrix may include null terms and non-zero terms. The size or shape of a block can be determined by the neighbors of the mesh or other relationships. In addition, the characteristics of a digital technique can affect one or more parameters among the size of the blocks, their shape, etc. (eg. the order of a finite difference technique, etc. ). With respect to the well multi-segment model 270, the nodes and the segment conduits are presented with respect to an example of a reservoir and a wellbore for modeling the flow between the wellbore and the reservoir. (eg. via meshes that model the tank). As shown in the example of FIG. 2, the well multi-segment model 270 can support the discretization of a well into a number of one-dimensional segments (e.g. lines), each of the segments comprising a node and a segment path. In the well multi-segment model 270, a segment may comprise no link to a reservoir cell, or may include one or more links to a tank cell. Such a model can support triphasic black oil modeling, for example, via conservation mass equations and a pressure drop equation associated with each well segment. For example, well equations can be solved together with tank equations to give pressure, flow rates (e.g. mass flow rates, volume flow rates, speeds, etc. ) and composition (e.g. the composition in phases, etc. ) in each segment. By way of example, the well multi-segment model 270 may be part of a well model specification of an environment such as the INTERSECTTM environment. By way of example, such a well model specification can be provided for modeling one or more natural fractures and possibly one or more artificial fractures. In such an example, one or more wells can be modeled in addition to one or more natural fractures, etc. For example, given a multi-segment representation of a natural fracture, it is possible to introduce a segment that mathematically links the natural fracture to a well. In such an example, a boundary condition or segment type may exist to establish the mathematical bond, for example a Darcy segment of a porous natural fracture to a wellbore segment of a well (e.g. an open conduit for the flow of fluids). In this way, the fluidic communication can be modeled between a natural fracture and another entity of a multi-segment model. For example, segments may be introduced to form a 2D mesh for a fracture (e.g. where the 2D mesh can be mathematically linked to a 3D mesh used to model a subterranean formation). For example, the segments may form a plane that mathematically represents a fracture for modeling flow to the fracture from the fracture and within the fracture. In such an example, the flow may relate to one or more fluids (e.g. liquid, gas, injection fluid, production fluid, etc. ). As mentioned, the flow can be in terms of mass flow, volumetric flow, velocity, etc. [0070] FIG. 3 shows an example of method 300, which may be a workflow, for example, to be performed by a reservoir engineer, etc. The method 300 includes an analysis block 310 for analyzing data and a decision block 320 for deciding whether there is one or more fractures based at least in part on the data analysis. When the decision block 320 decides that there is no fracture, the method 300 proceeds to a building block 330 for constructing a model, which may be for example a tank model (e.g. a model that includes a mesh used to model a three-dimensional subterranean region). In method 300, when the decision block 320 decides that there are fractures, another decision block 340 decides whether at least some of the fractures exist as discrete fractures. For example, the decision block 340 may decide whether the data analysis of the analysis block 310 provides sufficient information regarding the existence of one or more discrete fractures that may lend themselves to modeling using a multi-model. segments. When the decision block 340 decides that there is no discrete fracture, the method 300 proceeds to a building block 350 for constructing a model, which may include a continuous medium approach for modeling the existence fractures (e.g. small-scale fractures that can not be judged "discrete" in relation to one or more criteria). When the decision block 340 decides that there are one or more discrete fractures, the method 300 continues to a building block 360 for constructing a model of discrete fractures. As shown in Example 20 of FIG. 3, the method 300 may comprise constructing a model of discrete fractures via a representation block 370 for representing one or more discrete 2D fractures via segments and possibly representing at least one of the segments as comprising one or more links. Given a discrete fracture pattern, the method 300 may include a simulation block 380 for simulating flow in the discrete fracture (s). In such an example, the flow simulation may include a Darcy flow simulation (e.g. when one or more segments of a multi-segment model include equations that describe a Darcy flow). By way of example, a simulation can simulate a state of a system. For example, a relatively stationary state may exist for a subterranean formation where one or more natural fractures act to store fluid from a reservoir. In such an example, a simulation may simulate a storage state that provides information as to whether or not one or more natural fractures store fluid. For example, such a simulation may not involve intermediate time steps to reach the stationary state. By way of example, given a stationary solution, a well, an artificial fracture, etc. , can be introduced in a multi-segment model 5 and a simulation performed to model a flow, for example, from a well to a natural fracture, from an artificial fracture to a natural fracture, from a reservoir to a natural fracture etc. For example, a well may be a producing well, an injector well, or another type of well. The method 300 is shown in FIG. 3 in combination with various blocks 311, 321, 331, 341, 351, 361, 371 and 381 of computer readable media (CRM). Such blocks generally include instructions that can be executed by one or more processors (or processor cores) to instruct a device or computer system to perform one or more actions. Although various blocks are presented, only one medium can be configured with instructions to support, at least in part, various actions of the method 300. For example, a computer readable medium (CRM) may be a computer readable storage medium. [0074] FIG. 4 shows an example of method 400 which includes an identification and representation block 410 for identifying and representing a natural fracture in a 2D region of a 3D environment having a reservoir, a definition block 420 for defining a or a plurality of links for fluidic communication between the 2D region and the 3D environment reservoir, a definition block 430 for defining boundary conditions relating to at least the 2D region (e.g. a zero flow condition for a natural fracture as being associated with a reservoir), a resolution block 440 for determining a flow solution in the 2D region (e.g. considering the boundary conditions), and a resolution block 450 for determining a flow solution in the 3D environment based at least in part on a solution provided by the resolution block 440 for the flow in the 2D region. As indicated in the example of FIG. 4, a solution of the resolution block 450 may inform a update block 412 for updating one or more regions, a update block 422 for updating one or more links, and an update block 432. used to update one or more boundary conditions. In this way, there may be one or more loops that act to examine spatial variations, property variations, and so on. For example, one or more loops can act to refine one or more solutions, for example to more accurately model the flow in a 3D environment comprising at least one 2D region, which can represent a natural fracture. In the example of FIG. 4, a 2D region may be a multi-segment region where multiple segments represent a natural fracture. By way of example, the method 400 may include the representation of entities such as wells, artificial fractures, etc. In such an example, the blocks 420 and 430 can provide, respectively, appropriate links and boundary conditions. The method 400 is shown in FIG. 4 in combination with various blocks 411, 421, 431, 441 and 451 of computer readable media (CRM). Such blocks generally include instructions that can be executed by one or more processors (or processor cores) to instruct a device or computer system to perform one or more actions. Although various blocks are presented, only one support may be configured with instructions to support, at least in part, performing various actions of the method 400. For example, a computer readable medium (CRM) may be a computer readable storage medium. For example, a method may comprise the steps of identifying a discrete natural fracture in a three-dimensional environment comprising a reservoir, the subterranean formation and the reservoir modeled by a three-dimensional mesh model; representing the discrete natural fracture via a multi-segment model in a two-dimensional region within the three-dimensional mesh model; defining at least one link for fluid communication between the multi-segment model and the three-dimensional mesh model; define boundary conditions for the multi-segment model; and determining a solution of the multi-segment model with respect to the one or more bonds and boundary conditions to provide fluid flow values in the two-dimensional region. For example, such a method may include a step of determining a solution for the three-dimensional fluid flow pattern based at least in part on the fluid flow values in the two-dimensional region. By way of example, a method may comprise a step of defining at least one link for fluid communication between a multisegment model and a well, the well being modeled by another multi-segment model. Such a method may also include a step of determining a solution of the multi-segment models to provide fluid flow values in at least one two-dimensional region. By way of example, a method may comprise a step of formulating a plan for creation of an artificial fracture based at least in part on fluid flow values in a two-dimensional region which represents a natural fracture. For example, a method may include a step of representing an artificial fracture via a multisegment model in a two-dimensional region within a three-dimensional mesh model and determining a solution of multiple multi-segment models to give values. of fluid flow in two-dimensional regions. By way of example, a method may comprise a step of defining at least one link for fluid communication between a multisegment model and a three-dimensional mesh model by defining a link for fluid communication between a discrete natural fracture. and a tank. In such an example, the reservoir may comprise a fluid and fluid flow values in a two-dimensional region may represent fluid flow from the reservoir to the discrete natural fracture, discrete natural fracture to the reservoir or a combination both. By way of example, a three-dimensional mesh model can take into account at least some fractures in a three-dimensional environment using a continuous medium model. In such an example, other fractures can be considered discrete and modeled using a model or multi-segment models. FIG. FIG. 5 shows an exemplary method 500 that includes an identification block 510 for identifying one or more 2D regions in a 3D environment having one or more reservoirs, a model block 514 for modeling one or more wells in the environment. 3D having one or more reservoirs, a definition block 520 for defining one or more feature links in the 3D environment (e.g. wells, fractures, tanks, etc. ), a definition block 530 for setting boundary conditions for at least some of the entities in the 3D environment, and a resolution block 540 for determining a flow solution (e.g. considering the boundary conditions). By way of example, a 2D region may be a multi-segment region 5 which represents an existing fracture (e.g. natural or artificial, or a hybrid of these), a projected fracture, etc. For model block 514, modeling may be for an existing well, a forecast well, a modification of an existing well, and so on. By way of example, a multi-segment model may comprise at least one natural fracture and at least one well, whether existing, predictive, etc. In the example of FIG. 5, the method 500 includes a decision block 550 for deciding whether there is data on one or more existing wells. By way of example, when the decision block 550 decides that such data exists, the method 500 may proceed to a history matching block 560 for mapping history (e.g. to compare a solution of the resolution block 540 with data). Then, the method 500 may continue at a continuation block 570, which may continue to a loop action or other action. For example, when the decision block 550 decides that there is no sufficient data (e.g. for purposes of history matching), the method 500 may continue to the continuation block 570. The method 500 is shown in FIG. 5 in combination with various blocks 511, 515, 521, 531, 541, 551 and 561 of computer readable media (CRM). Such blocks generally include instructions capable of being executed by one or more processors (or processor cores) for instructing a device or computer system to perform one or more actions. Although various blocks are presented, only one medium may be configured with instructions to support, at least in part, various process actions 500. For example, a computer readable medium (CRM) may be a computer readable storage medium. [0087] FIG. 6 shows an example of system 600, examples of various modules 610 and an example of network 680 of fractures. In the example of FIG. 6, the system 600 includes one or more processors 602 operatively coupled to a memory 604. For example, the memory 604 can hold modules such as one or more of the modules 610, which can provide storage, flow, etc. modeling. , in an underground environment. In the example of FIG. 6, the modules 610 comprise a fluid reservoir module 612, a dry tank module 614, a module 622 for 5 existing wells, a module 624 for predictive wells, a module 642 for natural fractures, a module 644 for artificial fractures and one or more solution modules 660. In the example of FIG. 6, the modules 610 may include instructions capable of being executed by one or more of the processors (e.g. processor cores) for instructing a device or computer system to perform one or more actions. For example, the system 600 may receive instructions by instructions from one or more of the modules 610. By way of example, a method may comprise a step of implementing one or more of the modules 610 to represent a network such as the network 680 of fractures. In the example of FIG. 6, the fracture network 680 includes natural fractures and artificial fractures. For example, the creation of a hydraulic fracture can be affected by one or more natural fractures. For example, the growth of the hydraulic fracture may progress in a north-east-southwest direction that reactivates natural fractures (dashed lines) that tend to be in another or other directions (see, e.g. arrows indicating possible directions of propagation of hydraulic fractures). By way of example, a method may comprise steps of modeling natural fractures in an environment using a multi-segment model and determining a solution of the multi-segment model for storage. flow, etc. for example, with respect to a tank or tanks. A solution can itself be analyzed for predicted artificial fractures. Such an analysis may, for example, include positioning one or more wells to create one or more artificial fractures predictive of one or more natural fractures to generate a network that acts to reactivate natural fractures as than ducts for fluid flow. By way of example, such an analysis may aim at avoiding certain natural fractures and reactivating (e.g. exploit) other natural fractures. In such an example, the refinement of locations, properties, etc. natural fractures can be performed using a multi-segment model, possibly in conjunction with a 3D mesh model that models one or more reservoirs. By way of example, a model can take into account the constraint or one or more other factors that may be related to the fracturing. For example, a multi-segment natural fracture model can be mathematically linked to a constraint model for a 3D environment. For example, a model can take into account a chemical process (e.g. acidification). For example, a multi-segment model of natural fractures can be mathematically related to a model of chemical reactions used to model a chemical process (e.g. relative to one or more fracture characteristics). When a historical match is made for the flow based at least in part on a solution to a multi-segment natural fracture model, refinements of the multi-segment natural fracture model may act to actualize one or more parameters associated with the constraint (eg. management, etc. ). By way of example, a system may comprise one or more processors for processing information, a memory functionally coupled to the processor (s) and modules that include instructions that may be stored in the memory. and executable by at least the or at least one of the processors. Such modules may include a reservoir module for modeling a reservoir in an underground three-dimensional environment via a three-dimensional mesh model, a natural fracture module for modeling a natural fracture via a multi-segment model in a two-dimensional region, a module wells for modeling a well via a multi-segment model, and one or more solver modules for determining a solution in terms of fluid flow values in a fracture network based at least in part on the modeling of 'a natural fracture via a multi-segment model. For example, a system may include an artificial fracture module for modeling an artificial fracture via a multi-segment model in a two-dimensional region. For example, a system may include a solver module for determining a solution in terms of fluid flow values in a fracture network that includes at least one natural fracture and at least one artificial fracture. As mentioned, boundary conditions can be defined (e.g. imposed) on one or more segments of a multi-segment model that models a natural fracture, natural fractures, etc. Fig. 7 shows an example of environment 710 that includes various formations, a wellbore, and natural fractures. As indicated, the formations comprise a fluid such as oil, gas and / or water, which can define various zones. With respect to boundary conditions, a natural fracture may include a boundary condition of a natural fracture with a natural fracture, a condition at the edge of the natural fracture to the oil formation, a boundary boundary condition. natural fracture at the wellbore, a condition at the edge of the natural fracture at a gas formation, a condition at the edge of the natural fracture at an aquifer formation, etc. By way of example, a natural fracture may include multiple boundary conditions, for example, both for a wellbore and a fluid-filled formation. By way of example, a formation may be considered as filled with fluid or empty (e.g. "Dry") depending on the type of fluid. For example, a gas formation may be considered empty in relation to oil when the purpose is to produce oil. As indicated by the representative environment 710 of FIG. 7, oil and water can coexist within a formation and a strategy can be formulated to produce oil with minimal water content. By way of example, such a strategy can be refined through the use of a crossover that models one or more natural fractures with respect to an environment (e.g. to avoid the activation of a natural fracture that can lead to an increase in the water content in the oil). [0094] FIG. Figure 8 shows an example of a Graphical User Interface (GUI) 810 that supports the display of a mesh 812, well 814 and 818 and fractures 815, and an example of GUI 830 that supports the display of mesh 832, well 834 and 838, fracture 835 and scale 836. With regard to the GUI 810, it can also support the visualization of the various entities in another view, such as a plan view in an x-y plane. The GUI 810 may comprise one or more data fields intended for example for entering parameters associated with the fractures 815. For example, a depth of the fracture field can be specified according to a depth dimension and a fracture field orientation can be specified with respect to a direction (e.g. possibly an angle). As mentioned, natural fractures can occur as clusters or corridors, which can be oriented in a general direction (e.g. in response to past stress, etc. ). In the example of FIG. 8, GUI 810 can be used to orient a field as a whole or individual fractures within a cluster or corridor. With regard to the GUI 830, the natural fracture 835 is represented as a 2D mesh accompanied by various values, which may be properties assigned to the 2D mesh, solutions to a model relating to the 2D mesh, and so on. For example, the various values as indicated by scale 836 may represent static properties (e.g. permeability, etc. ), dynamic values (e.g. from a simulation, etc. ). For example, a GUI may have pressure values, saturation values (e.g. percentage of a phase in a multiphase fluid system), porosity values, flow rate values or other values associated with a Darcy model or another model. These values can be presented directly on a 2D mesh. For example, a GUI may include a graphics command that supports selecting one or more types of values and displaying these values (e.g. using color, hatching, outlines, etc. ) with respect to a mesh that represents a fracture. In this way, a user can interact with the GUI to view values to determine a strategy, refine a strategy, refresh a model, and so on. By way of example, a display may be presented as a series of images with respect to time (e.g. a video), for example to illustrate a flow, a variation of one or more properties, the composition of phases, etc. in relation to time. By way of example, the 2D mesh may comprise 25 or more segments, which may be Darcy segments, each Darcy segment comprising property values. In such an example, boundary conditions may be specified for at least a portion of the segments. For example, where well 834 connects to fracture 835, segments along this boundary may include appropriate boundary conditions. In another example, where well 838 connects to fracture 835, segments along this boundary may include appropriate boundary conditions. For example, well 834 may be specified as a producing well, while well 838 may be specified as an injector well.
Dans un tel exemple, un modèle multi-segments peut modéliser un écoulement de fluide dans la fracture 835 (par ex. le maillage 2D) étant donné des conditions concernant l'injection de fluide via le puits injecteur 838. Dans un tel exemple, la fracture 835 peut comprendre des conditions aux limites qui évitent le mouvement de fluide vers la surface (par ex. une ou plusieurs limites). [0099] A titre d'exemple, la fracture naturelle 835 peut comprendre une ou plusieurs conditions aux limites qui la relient mathématiquement à un réservoir modélisé par le maillage 3D 832. A titre d'exemple, lorsque le puits 838 est spécifié comme étant un puits injecteur, il peut injecter un fluide tel que de l'eau, qui provoque un mouvement de pétrole à partir d'un réservoir de pétrole en communication fluidique avec la fracture naturelle 835 pour s'écouler vers le puits 834, qui peut être spécifié comme étant un puits producteur. Dans un tel exemple, le maillage 2D peut être affiché dans la GUI 830 pour indiquer la présence d'un fluide, d'une phase fluide, d'une pression de fluide, d'un écoulement de fluide, etc. [00100] Les GUI 810 et 830 sont présentées sur la Fig. 8 en association avec divers supports lisibles par ordinateur (CRM) blocs 811 et 831. De tels blocs comprennent généralement des instructions aptes à être exécutées par un ou plusieurs processeurs (ou coeurs de processeur) pour donner comme consigne à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Bien que divers blocs soient présentés, un seul support peut être configuré avec des instructions pour permettre, au moins en partie, la réalisation de diverses actions associées à la restitution des GUI 810 et 830. A titre d'exemple, un support lisible par ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur. [00101] La Fig. 9 présente un exemple de procédé 900 qui comprend un bloc 910 de modèle servant à modéliser au moins des fractures naturelles, un bloc 920 de génération servant à générer des résultats de simulation au moins pour les fractures naturelles, un bloc 930 de modèle servant à la modélisation des fractures artificielles en se basant au moins en partie sur les résultats de simulation, un bloc 940 de génération servant à générer des résultats de simulation au moins pour les fractures artificielles et un bloc 950 de plan servant à planifier ou à créer une ou 3005 766 31 plusieurs fractures artificielles en se basant au moins en partie sur les résultats de simulation (par ex. au moins pour les fractures naturelles, au moins pour les fractures artificielles, etc.). [00102] Le procédé 900 est présenté sur la Fig. 9 en association avec divers 5 supports lisibles par ordinateur (CRM) blocs 911, 921, 931, 941 et 951. De tels blocs comprennent généralement des instructions aptes à être exécutées par un ou plusieurs processeurs (ou coeurs de processeur) pour donner comme consignes à un dispositif ou système informatique d'effectuer une ou plusieurs actions. Bien que divers blocs soient présentés, un seul support peut être configuré avec des 10 instructions visant à prendre en charge, au moins en partie, la réalisation de diverses actions du procédé 900. A titre d'exemple, un support lisible par ordinateur (CRM) peut être un support de stockage lisible par ordinateur. [00103] La Fig. 10 présente un exemple de schéma 1010 de résolution et un exemple de procédé 1020. Le schéma 1010 de résolution comprend une étape 15 consistant à fournir des résultats de résolution pour un modèle 1018 de fracture à un modèle de réservoir 1012. Dans l'exemple de la Fig. 10, le procédé 1020 se rapporte au schéma 1010 de résolution. Dans un bloc de maillage 1030, le procédé 1020 maille une ou plusieurs régions de fractures (par ex. pour former un ou plusieurs réseaux). Par exemple, le bloc 1030 peut mailler une ou plusieurs régions avec des 20 segments multiples 1040, chaque segment pouvant être un segment 1046 de Darcy (ou fracture) ou éventuellement un autre type de segment (par ex. un segment 1042 de puits, un segment 1044 fracture-puits de forage, etc.). [00104] Comme le montre l'exemple de la Fig. 10, le procédé 1020 comprend un bloc 1050 de résolution servant à résoudre un système d'équations pour des 25 régions de fractures. Le système d'équations 1060 peut comprendre, par exemple, des équations 1062 de puits, des équations 1064 fractures / puits, des équations 1066 de Darcy et des équations 1068 fractures / formation (par ex. des équations de liaison). A titre d'exemple, les équations formulées pour divers phénomènes dans un système de fractures peuvent être résolues simultanément jusqu'à convergence.In such an example, a multi-segment model can model a fluid flow in the fracture 835 (eg, 2D mesh) given conditions for fluid injection via the injection well 838. In such an example, the Fracture 835 may include boundary conditions that prevent fluid movement to the surface (eg, one or more boundaries). By way of example, the natural fracture 835 can comprise one or more boundary conditions which connect it mathematically to a reservoir modeled by the 3D mesh 832. For example, when the well 838 is specified as being a injector well, it can inject a fluid such as water, which causes an oil movement from a petroleum tank in fluid communication with the natural fracture 835 to flow to the well 834, which can be specified as a producing well. In such an example, the 2D mesh can be displayed in the GUI 830 to indicate the presence of a fluid, a fluid phase, a fluid pressure, a fluid flow, etc. The GUIs 810 and 830 are shown in FIG. 8 in association with various computer readable media (CRM) blocks 811 and 831. Such blocks generally include instructions capable of being executed by one or more processors (or processor cores) for instructing a computing device or system of perform one or more actions. Although various blocks are presented, only one medium can be configured with instructions to allow, at least in part, the realization of various actions associated with the rendering of GUIs 810 and 830. As an example, a computer readable medium (CRM) can be a computer-readable storage medium. [00101] FIG. 9 shows an example of method 900 which comprises a model block 910 for modeling at least natural fractures, a generation block 920 for generating simulation results at least for natural fractures, a model block 930 used for modeling modeling artificial fractures based at least in part on the simulation results, a generation block 940 for generating simulation results at least for artificial fractures and a plan block 950 for planning or creating a 3005 766 31 several artificial fractures based at least in part on the simulation results (eg at least for natural fractures, at least for artificial fractures, etc.). [00102] The method 900 is shown in FIG. 9 in association with various computer readable media (CRMs) blocks 911, 921, 931, 941, and 951. Such blocks generally include instructions capable of being executed by one or more processors (or processor cores) for giving instructions. a device or computer system to perform one or more actions. Although various blocks are presented, only one medium may be configured with instructions to support, at least in part, various process actions 900. For example, a computer readable medium (CRM) ) can be a computer readable storage medium. [00103] FIG. FIG. 10 shows an exemplary resolution scheme 1010 and an exemplary method 1020. The resolution scheme 1010 includes a step of providing resolution results for a fracture model 1018 to a reservoir model 1012. In the example of FIG. 10, the method 1020 refers to the resolution scheme 1010. In a mesh block 1030, the method 1020 meshes with one or more fracture regions (e.g., to form one or more arrays). For example, block 1030 may mesh one or more regions with multiple segments 1040, each segment may be a Darcy segment 1046 (or fracture) or possibly another type of segment (eg a well segment 1042, a segment 1044 fracture-wellbore, etc.). As shown in the example of FIG. 10, the method 1020 comprises a resolution block 1050 for solving a system of equations for fracture regions. The system of equations 1060 may include, for example, well equations 1062, fracture / well equations 1064, Darcy equations 1066, and fracture / training equations 1068 (e.g., linkage equations). By way of example, the equations formulated for various phenomena in a fracture system can be solved simultaneously until convergence.
30 Une solution à un tel système d'équations peut être utile en elle-même à des fins de gestion de champ ou à d'autres fins de gestion. [00105] Dans l'exemple de la Fig. 10, le procédé 1020 comprend un bloc 1070 d'introduction servant à introduire une solution à un modèle de fractures dans une simulation complète de réservoir (par ex. en accord avec le schéma 1010 de résolution). Le procédé 1020 comprend également un bloc 1090 de résolution servant à déterminer une solution de la simulation complète du réservoir, par exemple, tel que modélisé en utilisant un maillage tridimensionnel. [00106] Le procédé 1020 présente également des blocs 1035, 1055, 1075 et 1095 de circuiterie ou de supports lisibles par ordinateur, qui peuvent être des composants physiques (par ex. une circuiterie réelle, des dispositifs de stockage, des combinaisons de ceux-ci, etc.) configurés pour effectuer des actions des blocs 1030, 1050, 1070 et 1090 de procédé qui leur correspondent. [00107] A titre d'exemple, un ou plusieurs supports de stockage lisibles par ordinateur peuvent comprendre des instructions exécutables par ordinateur pour donner comme consignes à un système informatique de : mailler une ou plusieurs régions de fractures naturelles par rapport à un modèle à maillage tridimensionnel d'une formation souterraine qui comporte un réservoir, la ou les régions de fractures naturelles étant représentées via des segments multiples ; résoudre un système d'équations associées aux segments multiples pour donner une solution ; introduire la solution en tant qu'entrée dans un système d'équations associées au modèle à maillage tridimensionnel ; et résoudre le système d'équations associées au modèle à maillage tridimensionnel. Dans un tel exemple, un ou plusieurs supports lisibles par ordinateur peuvent comprendre des instructions exécutables par ordinateur pour donner comme consigne à un système informatique de mailler la ou les régions de fractures naturelles pour des fractures naturelles individuelles d'un couloir de fractures naturelles. [00108] A titre d'exemple, un ou plusieurs supports lisibles par ordinateur peuvent comprendre des instructions exécutables par ordinateur pour donner comme consigne à un système informatique de restituer des représentations du couloir de fractures naturelles vers un affichage. Dans un tel exemple, des instructions peuvent être incorporées pour donner comme consigne à un système informatique de restituer vers l'affichage des commandes graphiques servant à recevoir des commandes pour orienter le couloir de fractures naturelles par rapport au tridimensionnel de la formation souterraine. [00109] La Fig. 11 présente un exemple de schéma 1100 de résolution et un exemple de procédé 1110. Le schéma 1100 de résolution comprend une étape consistant à fournir un modèle de fractures qui modélise une ou plusieurs fractures 1106, par exemple sous la forme d'un ou de plusieurs réseaux. Le schéma 1100 prend en charge la résolution du modèle de fractures et l'introduction du résultat dans un modèle qui modélise un réservoir 1102. [00110] Dans les exemples de la Fig. 11, un ensemble d'équations de fractures peut être résolu conjointement et indépendamment d'un ensemble d'équations de mailles de réservoir pour chaque itération non linéaire d'un système combiné d'équations de réservoir et de fractures. Du point de vue de la résolution du maillage de réservoir, une telle approche a pour effet de résoudre le système du réservoir étant donné une solution localement convergée d'au moins un système de fractures et éventuellement de systèmes multiples de fractures associés à un réservoir. [00111] Le procédé 1110 comprend un bloc 1114 de fourniture qui fournit des équations de réservoir et un bloc 1118 de fourniture qui fournit des équations de fractures. Un bloc 1122 de résolution comprend (a) la résolution des équations de fractures, suivie de (b) la résolution des équations de réservoir. Un exemple d'approche pour effectuer diverses actions du bloc 1122 est présenté par rapport aux blocs 1126 à 1142. Le procédé 1110 fournit ensuite, via un bloc 1146 de sortie, une solution pour un temps « T ». [00112] Dans l'exemple de la Fig. 11, le bloc 1122 de résolution peut mettre en oeuvre des boucles imbriquées qui agissent pour faire converger des solutions à diverses équations. Une boucle extérieure agit pour faire converger une solution à des équations de réservoir via un bloc 1142 de décision, une boucle intérieure agit pour faire converger une solution à des équations de fractures via un bloc 1134 de décision, et une boucle intérieure extrême agit pour faire converger une solution à des équations pour un système particulier de fractures via un bloc 1130 de décision. Par conséquent, les blocs 1126 à 1142 peuvent commencer par l'initialisation d'équations de fractures d'après le bloc 1126 (par ex. éventuellement sur la base d'une sortie d'un modèle de simulateur de réservoir), suivie de la convergence de solutions pour chaque système particulier de fractures puis de la convergence globale des solutions pour les systèmes multiples de fractures. Après convergence des systèmes de fractures, un bloc 1138 d'actualisation peut actualiser des inconnues d'équations de réservoir (par ex. des variables indépendantes). Un simulateur peut résoudre les équations de réservoir par une technique qui itère sur des valeurs des inconnues jusqu'à convergence. Une fois convergé, le résultat peut être émis selon le bloc 1146 de sortie. Un tel résultat vise à incorporer une solution globale pour un réservoir comprenant des systèmes de fractures associés. 3005 766 34 [00113] La Fig. 11 présente également divers blocs 1116, 1120, 1124, 1125 et 1148 de supports lisibles par ordinateur (CRM), qui correspondent respectivement aux blocs 1114, 1118, 1122 et 1146 du procédé. Bien que les blocs soient présentés individuellement, un seul lisible par ordinateur peut comprendre des instructions de 5 blocs 1116, 1120, 1124, 1125 et 1148. [00114] La Fig. 12 présente des composants d'un exemple de système informatique 1200 et un exemple de système 1210 en réseau. Le système 1200 comprend un ou plusieurs processeurs 1202, une mémoire et / ou des composants 1204 de stockage, un ou plusieurs dispositifs 1206 d'entrée et / ou de sortie et un 10 bus 1208. Dans un exemple de mode de réalisation, des instructions peuvent être stockées sur un ou plusieurs supports lisibles par ordinateur (par ex. des composants 1204 de mémoire / stockage). Ces instructions peuvent être lues par un ou plusieurs processeurs (par ex. le(s) processeur(s) 1202) via un bus de communication (par ex. le bus 1208), qui peut être filaire ou sans fil. Le ou les 15 processeurs peuvent exécuter ces instructions pour mettre en oeuvre (en totalité ou en partie) un ou plusieurs attributs (par ex. dans le cadre d'un procédé). Un utilisateur peut visualiser des sorties provenant d'un processus et interagir avec celui-ci via un dispositif d'E/S (par ex. le dispositif 1206). Dans un exemple de mode de réalisation, un support lisible par ordinateur peut être un composant de stockage 20 comme un dispositif physique de stockage à mémoire, par exemple une puce, une puce sur un boîtier, une carte à mémoire, etc. (par ex. un support de stockage lisible par ordinateur). [00115] Dans un exemple de mode de réalisation, les composants peuvent être répartis, comme dans le système 1210 en réseau. Le système 1210 en réseau 25 comprend des composants 1222-1, 1222-2, 1222-3, . . . 1222-N. Par exemple, les composants 1222-1 peuvent comprendre le(s) processeur(s) 1202 tandis que le(s) composant(s) 1222-3 peuvent comprendre une mémoire accessible par le(s) processeur(s) 1202. En outre, le(s) composant(s) 1202-2 peuvent comprendre un dispositif d'E/S servant à l'affichage et éventuellement à l'interaction avec un 30 procédé. Le réseau peut être ou peut comprendre Internet, un intranet, un réseau cellulaire, un réseau satellitaire, etc. [00116] Bien que seuls quelques modes de réalisation représentatifs aient été décrits en détail ci-dessus, les personnes qualifiées dans la technique se rendront compte aisément que de nombreuses modifications sont possibles dans les exemples de modes de réalisation. Par conséquent, toutes ces modifications sont à inclure dans le champ de la présente description telle que définie dans les revendications qui suivent. Dans les revendications, des clauses de type « moyen et fonction » visent à couvrir les structures décrites ici comme réalisant la fonction énoncée, et non seulement des équivalents structuraux, mais également des structures équivalentes. Ainsi, bien qu'un clou et une vis ne puissent être des équivalents structuraux dans la mesure où un clou emploie une surface cylindrique pour fixer des pièces en bois l'une à l'autre, alors qu'une vis emploie une surface hélicoïdale, dans l'environnement de la fixation de pièces en bois, un clou et une vis peuvent être des structures équivalentes.A solution to such a system of equations may be useful in itself for purposes of field management or for other management purposes. [00105] In the example of FIG. 10, the method 1020 includes an input block 1070 for introducing a solution to a fracture pattern in a complete reservoir simulation (e.g., in accordance with resolution scheme 1010). The method 1020 also includes a resolution block 1090 for determining a solution of the complete simulation of the reservoir, for example, as modeled using a three-dimensional mesh. [00106] The method 1020 also has blocks 1035, 1055, 1075, and 1095 of circuitry or computer readable media, which may be physical components (eg, actual circuitry, storage devices, combinations thereof). ci, etc.) configured to perform actions of the corresponding process blocks 1030, 1050, 1070 and 1090. By way of example, one or more computer-readable storage media may comprise computer executable instructions for instructing a computer system to: mesh one or more natural fracture regions with respect to a mesh model three-dimensional structure of an underground formation which comprises a reservoir, the region or regions of natural fractures being represented via multiple segments; solve a system of equations associated with multiple segments to provide a solution; introduce the solution as input into a system of equations associated with the three-dimensional mesh model; and solve the system of equations associated with the model with three-dimensional mesh. In such an example, one or more computer readable media may comprise computer executable instructions for instructing a computer system to mesh the natural fracture region (s) for individual natural fractures of a natural fracture pathway. By way of example, one or more computer readable media may comprise computer executable instructions for instructing a computer system to render representations of the natural fracture corridor to a display. In such an example, instructions may be incorporated to instruct a computer system to render graphical commands to the display for receiving commands to orient the natural fracture corridor with respect to the three-dimensional subsurface formation. [00109] FIG. Fig. 11 shows an exemplary resolution scheme 1100 and an exemplary method 1110. Resolution scheme 1100 includes a step of providing a fracture model that models one or more fractures 1106, for example as one or more networks. Scheme 1100 supports the resolution of the fracture model and the introduction of the result into a model that models a tank 1102. [00110] In the examples of FIG. 11, a set of fracture equations can be solved jointly and independently of a set of reservoir mesh equations for each nonlinear iteration of a combined system of reservoir and fracture equations. From the point of view of the tank mesh resolution, such an approach has the effect of solving the reservoir system given a locally converged solution of at least one fracture system and possibly multiple systems of fractures associated with a reservoir. The method 1110 includes a supply block 1114 that provides reservoir equations and a supply block 1118 that provides fracture equations. A resolution block 1122 includes (a) the resolution of the fracture equations, followed by (b) the resolution of the reservoir equations. An example of an approach to perform various actions of block 1122 is presented with respect to blocks 1126 to 1142. Method 1110 then provides, via an output block 1146, a solution for a time "T". [00112] In the example of FIG. 11, the resolution block 1122 can implement nested loops that act to converge solutions to various equations. An outer loop acts to converge a solution to tank equations via a decision block 1142, an inner loop acts to converge a solution to fracture equations via a decision block 1134, and an extreme inner loop acts to make converge a solution to equations for a particular system of fractures via a decision block 1130. Therefore, blocks 1126 to 1142 can begin with the initialization of fracture equations from block 1126 (eg possibly based on an output of a reservoir simulator model), followed by convergence of solutions for each particular fracture system and then global convergence of solutions for multiple fracture systems. After convergence of the fracture systems, an update block 1138 can update unknowns of reservoir equations (eg, independent variables). A simulator can solve reservoir equations by a technique that iterates over unknown values until convergence. Once converged, the result can be issued according to the output block 1146. Such a result aims at incorporating a global solution for a reservoir comprising associated fracture systems. 3005 766 34 [00113] FIG. 11 also discloses various blocks 1116, 1120, 1124, 1125 and 1148 of computer readable media (CRM), which correspond to the process blocks 1114, 1118, 1122 and 1146, respectively. Although the blocks are presented individually, a single computer readable may include block instructions 1116, 1120, 1124, 1125, and 1148. [00114] FIG. 12 shows components of an exemplary computer system 1200 and an example of a networked system 1210. The system 1200 comprises one or more processors 1202, a memory and / or storage components 1204, one or more input and / or output devices 1206 and a bus 1208. In an exemplary embodiment, instructions may be stored on one or more computer-readable media (eg memory / storage components 1204). These instructions may be read by one or more processors (eg processor (s) 1202) via a communication bus (eg bus 1208), which may be wired or wireless. The processor (s) may execute these instructions to implement (in whole or in part) one or more attributes (eg as part of a process). A user can view and interact with outputs from a process via an I / O device (eg device 1206). In an exemplary embodiment, a computer readable medium may be a storage component 20 such as a physical memory storage device, for example a chip, a chip on a housing, a memory card, and so on. (eg a computer readable storage medium). In an exemplary embodiment, the components may be distributed, as in the networked system 1210. The networked system 1210 comprises components 1222-1, 1222-2, 1222-3. . . 1222-N. For example, the components 1222-1 may comprise the processor (s) 1202 while the component (s) 1222-3 may comprise a memory accessible by the processor (s) 1202. the component (s) 1202-2 may include an I / O device for display and possibly interaction with a method. The network may be or may include the Internet, an intranet, a cellular network, a satellite network, etc. Although only a few representative embodiments have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible in the exemplary embodiments. Therefore, all these modifications are to be included in the scope of the present description as defined in the following claims. In the claims, "medium and function" clauses are intended to cover the structures described herein as performing the stated function, and not only structural equivalents, but also equivalent structures. Thus, although a nail and a screw can not be structural equivalents inasmuch as a nail uses a cylindrical surface to secure wooden pieces to one another, whereas a screw uses a helical surface, in the environment of fastening wooden parts, a nail and a screw can be equivalent structures.