FR3062737A1 - - Google Patents

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FR3062737A1
FR3062737A1 FR1750973A FR1750973A FR3062737A1 FR 3062737 A1 FR3062737 A1 FR 3062737A1 FR 1750973 A FR1750973 A FR 1750973A FR 1750973 A FR1750973 A FR 1750973A FR 3062737 A1 FR3062737 A1 FR 3062737A1
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FR
France
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Pending
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FR1750973A
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English (en)
Inventor
Jimmy Klinger
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Services Petroliers Schlumberger SA
Original Assignee
Services Petroliers Schlumberger SA
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Abstract

Un procédé, un appareil, et un produit de programme réalisent une évaluation de champ de pétrole en partie par construction d'un réseau de nœuds interconnectés représentant divers actifs de champs de pétrole ainsi qu'à la fois des attributs pétro-techniques et des entités associées à de tels actifs, et avec des bords utilisés pour interconnecter des nœuds d'actifs les uns avec les autres en se basant sur des attributs communs partagés par les actifs interconnectés. Une analyse de graphe peut être utilisée pour assigner un score à certains nœuds d'actifs, et une rétropropagation peut être utilisée pour propager les scores vers d'autres nœuds d'actifs dans le réseau.

Description

© N° de publication : 3 062 737 (à n’utiliser que pour les commandes de reproduction)
©) N° d’enregistrement national : 17 50973 ® RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
INSTITUT NATIONAL DE LA PROPRIÉTÉ INDUSTRIELLE
COURBEVOIE
©) Int Cl8 : G 06 Q 50/02 (2017.01), G 06 F 17/50
DEMANDE DE BREVET D'INVENTION A1
©) Date de dépôt : 06.02.17. © Demandeur(s) : SERVICES PETROLIERS SCHLUM-
(30) Priorité : BERGER— FR.
©) Inventeur(s) : KLINGER JIMMY.
@) Date de mise à la disposition du public de la
demande : 10.08.18 Bulletin 18/32.
(56) Liste des documents cités dans le rapport de
recherche préliminaire : Se reporter à la fin du
présent fascicule
(© Références à d’autres documents nationaux @ Titulaire(s) : SERVICES PETROLIERS SCHLUM-
apparentés : BERGER.
©) Demande(s) d’extension : @) Mandataire(s) : CABINET GERMAIN & MAUREAU.
Pty EVALUATION DE CHAMP DE PETROLE BASEE SUR DES GRAPHES DE RESEAU.
FR 3 062 737 - A1 tu/) Un procédé, un appareil, et un produit de programme réalisent une évaluation de champ de pétrole en partie par construction d'un réseau de noeuds interconnectés représentant divers actifs de champs de pétrole ainsi qu'à la fois des attributs pétro-techniques et des entités associées à de tels actifs, et avec des bords utilisés pour interconnecter des noeuds d'actifs les uns avec les autres en se basant sur des attributs communs partagés par les actifs interconnectés. Une analyse de graphe peut être utilisée pour assigner un score à certains noeuds d'actifs, et une rétropropagation peut être utilisée pour propager les scores vers d'autres noeuds d'actifs dans le réseau.
Figure FR3062737A1_D0001
Figure FR3062737A1_D0002
i
ÉVALUATION DE CHAMP DE PÉTROLE BASÉE SUR DES GRAPHES DE RÉSEAU
Contexte
L'évaluation de champ de pétrole est généralement utilisée dans l'industrie du pétrole et du gaz pour évaluer le potentiel d'extraction d'un champ de pétrole, et dans certains cas, inclut une évaluation à la fois des risques et de 1'incertitude associés à de telles prédictions. Les résultats d'une évaluation de champ de pétrole peuvent être utilisés, par exemple, pour déterminer s'il faut procéder au développement d'un champ de pétrole et à la production d'hydrocarbures à partir de celui-ci, ou lorsque de multiples champs de pétrole sont disponibles pour le développement, lequel parmi les multiples champs de pétrole présente la plus grande opportunité.
L'évaluation de champ de pétrole peut prendre en compte une grande variété de données pétro-techniques collectées à propos d'un champ de pétrole lors de l'estimation de la volumétrie statique ou dynamique d'un champ de pétrole, par exemple des données de porosité, des données de position de contact huileeau, des données de position de réservoir haut, des données de capacité d'étanchéité, etc. Certaines approches d'évaluation attribuent des écarts-types et des styles de distribution aux paramètres qui sont considérés comme des contributeurs significatifs et réalisent des simulations de Monte-Carlo afin d'évaluer l'incertitude et prédire l'extraction d'hydrocarbures. Les prédictions sont alors quant à elles utilisées pour déterminer l'opportunité de procéder au développement du champ de pétrole.
Un inconvénient de telles approches, toutefois, est que les approches requièrent nécessairement de soumettre des contraintes aux données ou paramètres qui seront considérés dans une évaluation. Généralement, bien plus de données sont disponibles que l'on ne peut en incorporer dans une évaluation, car l'introduction de données et/ou paramètres additionnels dans une évaluation augmente le nombre d'inconnus et ainsi le nombre de scénarii qui doivent être évalués, augmentant ainsi à la fois les ressources informatiques et le temps nécessaire pour achever l'évaluation. Dans certaines approches, une analyse de sensibilité peut être réalisée pour identifier quels données ou paramètres sont plus influents, alors que dans d'autres approches, une connaissance a priori, habituellement développée par des experts au cours des années, est utilisée.
En outre, avec de nombreuses approches classiques, des 10 informations associées à un champ de pétrole ne sont pas aisément adaptées à l'analyse scientifique. Dans de tels cas, une connaissance d'expert peut être impliquée dans le processus de prise de décision, or une telle connaissance d'expert n'est généralement pas reproductible et peut ne pas être facilement disponible pour toutes les évaluations.
Résumé
Les modes de réalisation divulgués ici proposent dans un aspect un procédé d'évaluation de champ de pétrole implémenté par ordinateur, qui inclut la construction d'un réseau incluant une pluralité de nœuds interconnectés, une première portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'actifs représentant respectivement des actifs de champ de pétrole, une deuxième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds pétro-techniques représentant des attributs pétro-techniques de champs de pétrole, et une troisième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'entités représentant des entités associées au développement et/ou à la production de champs de pétrole, la pluralité de nœuds interconnectés étant interconnectés les uns aux autres par des bords pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétro-techniques et/ou entités, la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une portion du réseau, l'attribution d'un score au premier nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant au moins en partie sur l'analyse de graphe, la rétropropagation du score du premier nœud d'actifs au réseau, et l'attribution d'un score à un second nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant sur la rétropropagation.
Dans certains modes de réalisation, un premier nœud pétro5 technique parmi les un ou plusieurs nœuds pétro-techniques représente un environnement tectonique, un style de champ sédimentaire stratigraphique, une profondeur de champ, un type de champ, une porosité, une position de contact huile-eau, une position de réservoir haut, une capacité d'étanchéité, une perméabilité, un volume d'hydrocarbures, un emplacement, une phase de développement, un âge géologique, des données de production comptabilisées, des failles, des séquences, des couches, un style de piège, une distance à la ligne côtière, en mer contre sur terre, un nombre de mailles géocellulaires, un nombre de cuvelages de simulation, ou des propriétés de réseau de fracture. De surcroît, dans certains modes de réalisation, la pluralité de nœuds interconnectés inclut en outre un ou plusieurs nœuds non-pétro-techniques représentant des attributs non-pétro-techniques de champs de pétrole. Également, dans certains modes de réalisation, un premier nœud non-pétrotechnique parmi les un ou plusieurs nœuds non-pétro-techniques représente un attribut de réseau de surface, un fluide de forage, un type de plateforme, un nombre de navires ravitailleurs tournants, un nombre de champs qu'un géomodéliseur a élaborés, ou un outil physique et/ou logiciel utilisé en relation avec le développement et/ou la production, la distance à d'autres champs, la proximité d'un pipeline ou d'unités de traitement, ou la quantité d'articles publiés sur un champ donné. En outre, dans certains modes de réalisation, un premier nœud d'entités parmi les un ou plusieurs nœuds d'entités représente une organisation avec une participation en capitaux propres, une organisation d'acquisition sismique, une organisation de modélisation, une organisation d'interprétation, une organisation de simulation, un individu avec participation en capitaux propres, un individu d'acquisition sismique, un individu de modélisation, un individu d'interprétation, un individu de simulation, un emplacement géographique, une région géographique ou une entité géopolitique. De surcroît, dans certains modes de réalisation, un premier nœud d'actifs parmi les un ou plusieurs nœuds d'actifs représente un champ de pétrole, une plateforme, un puits, ou une trajectoire de puits.
Dans certains modes de réalisation, la construction du réseau inclut l'ajout des un ou plusieurs nœuds d'actifs, l'ajout des un ou plusieurs nœuds pétro-techniques, l'ajout des un ou plusieurs nœuds d'entités, et l'ajout de bords entre les un ou plusieurs nœuds d'actifs et les un ou plusieurs nœuds pétro-techniques et les un ou plusieurs nœuds d'entités pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétrotechniques et/ou entités communs. De surcroît, dans certains modes de réalisation, la construction du réseau inclut l'élaboration d'une structure de données incluant une pluralité de structures de données de nœud, chaque structure de données de nœud incluant un champ d'identifiant, un champ de score, un champ de coût, un champ de groupe et un champ remplaçable. Dans certains modes de réalisation, chaque structure de données de nœud inclut en outre un champ de bords qui identifie un ou plusieurs bords, et dans certains modes de réalisation, chaque structure de données de nœud inclut en outre un champ de version qui conserve des informations historiques à propos de modifications apportées à un nœud associé.
Dans certains modes de réalisation, la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une portion du réseau inclut une centralité de groupe d'analyse, une centralité d'individu d'analyse, une cohésion d'analyse, une densité d'analyse, ou une intermédiarité d'analyse. De surcroît, dans certains modes de réalisation, l'attribution du score au premier nœud d'actifs basée au moins en partie sur l'analyse de graphe inclut l'attribution du score basée en partie sur des liens entre le premier nœud d'actifs et d'autres nœuds d'actifs parmi la première portion de nœuds.
De surcroît, certains modes de réalisation peuvent inclure l'attribution d'un score à un troisième nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds basée sur des données empiriques. Certains modes de réalisation peuvent également inclure l'attribution d'un score à un troisième nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds basée sur une entrée d'utilisateur. Dans certains modes de réalisation, la rétropropagation du score est réalisée par un module de formation de machine implémenté par ordinateur.
Certains modes de réalisation peuvent inclure en outre la mise à jour automatique d'un score du premier nœud d'actifs en réponse à l'ajout d'un nouveau bord au premier nœud d'actifs ou l'enlèvement d'un bord existant de celui-ci. Dans certains modes de réalisation, la mise à jour du score du premier nœud d'actifs est réalisée en réponse à une mise à jour de réseau générée d'après une souscription de données. De surcroît, dans certains modes de réalisation, l'ajout du nouveau bord ou l'enlèvement du bord existant sont réalisés interactivement en réponse à une entrée d'utilisateur pendant une analyse par simulation.
Certains modes de réalisation peuvent aussi inclure un appareil incluant au moins une unité de traitement et un code de programme configurés, lors d'une exécution par l'au moins une unité de traitement, pour réaliser l'un quelconque des procédés évoqués ici. Certains modes de réalisation peuvent également inclure un produit de programme incluant un support lisible par ordinateur et un code de programme stocké sur le support lisible par ordinateur et configuré, lors d'une exécution par au moins une unité de traitement, pour réaliser l'un quelconque des procédés évoqués ici.
Pour une meilleure compréhension de l'invention, et des avantages et objectifs atteints par son utilisation, il faut faire référence aux dessins, et les éléments descriptifs qui l'accompagnent, dans lesquels on décrit des exemples de modes de réalisation de l'invention. Ce résumé est simplement fourni pour introduire une sélection de concepts qui sont décrits plus avant ci-dessous dans la description détaillée, et ne sont pas censés identifier des particularités clés ou essentielles de l'objet revendiqué, pas plus qu'ils ne sont censés être utilisés comme aide visant à limiter la portée du sujet revendiqué.
Brève description des dessins
La figure 1 est un schéma-bloc d'un exemple d'environnement matériel et logiciel pour un système de traitement de données en conformité avec une implémentation de diverses technologies et techniques décrites ici.
Les figures 2A à 2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ de pétrole ayant des formations souterraines renfermant des réservoirs en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici.
La figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe d'un champ de pétrole ayant une pluralité d'outils d'acquisition de données positionnés à divers emplacements le long du champ de pétrole pour collecter des données à partir des formations souterraines en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici.
La figure 4 illustre un système de production pour réaliser une ou plusieurs opérations de champ de pétrole en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici.
La figure 5 illustre un exemple de réseau permettant de représenter un portefeuille de champs de pétrole dans le système de traitement de données de la figure 1.
La figure 6 illustre plus en détail une portion du réseau de la figure 5.
La figure 7 est un organigramme illustrant un exemple de séquence d'opérations pour élaborer un réseau dans le système de traitement de données de la figure 1.
La figure 8 est un schéma-bloc illustrant des exemples de 5 structures de données convenant pour implémenter un réseau dans le système de traitement de données de la figure 1.
La figure 9 est un organigramme illustrant un exemple de séquence d'opérations pour assigner un score à un réseau dans le système de traitement de données de la figure 1.
La figure 10 est un organigramme illustrant un exemple de séquence d'opérations pour générer des résultats à partir d'un réseau dans le système de traitement de données de la figure 1.
La figure 11 est un organigramme illustrant un exemple de séquence d'opérations pour mettre à jour un réseau dans le système de traitement de données de la figure 1.
Description détaillée
En se tournant à présent vers les dessins, dans lesquels, des références numériques identiques désignent des parties identiques partout dans les diverses vues, la figure 1 illustre un exemple de système de traitement de données 10 dans lequel les diverses technologies et techniques décrites ici peuvent être implémentées. Le système 10 est illustré comme incluant un ou plusieurs ordinateurs 12, par exemple, des ordinateurs clients, chacun incluant une unité centrale (CPU pour « Central Processing Unit ») 14 incluant au moins un processeur matériel ou un cœur de traitement 16. La CPU 14 est couplée à une mémoire 18, qui peut représenter les dispositifs de mémoire vive (RAM pour « Random Access Memory ») comprenant le stockage principal d'un ordinateur 12, ainsi que tous niveaux supplémentaires de mémoire, par exemple, des mémoires caches, des mémoires non volatiles, ou de secours (par exemple, des mémoires programmables ou flash), des mémoires mortes, etc. De surcroît, la mémoire 18 peut être considérée comme incluant un stockage de mémoire physiquement situé ailleurs dans un
ordinateur 12, par exemple, 8 toute mémoire cache dans un
microprocesseur ou tout cœur de traitement, ainsi que toute
capacité de stockage utilisée comme une mémoire virtuelle, par
exemple, telle que stockée sur un dispositif de stockage de
masse 20 ou sur un autre ordinateur couplé à un ordinateur 12.
Chaque ordinateur 12 reçoit également généralement un certain nombre d'entrées et de sorties pour communiquer des informations à l'extérieur. Pour une interface avec un utilisateur ou opérateur, un ordinateur 12 inclut généralement une interface utilisateur 22 incorporant un ou plusieurs dispositifs d'entrée/sortie d'utilisateur, par exemple, un clavier, un dispositif de pointage, un afficheur, une imprimante, etc. Sinon, l'entrée d'utilisateur peut être reçue, par exemple, sur une interface de réseau 24 couplée à un réseau 26, depuis un ou plusieurs ordinateurs externes, par exemple, un ou plusieurs serveurs 28 ou d'autres ordinateurs 12. Un ordinateur 12 peut également être en communication avec un ou plusieurs dispositifs de stockage de masse 20, qui peuvent être, par exemple, des dispositifs de stockage à disque dur interne, des dispositifs de stockage à disque dur externe, des dispositifs de réseau de stockage, etc.
Un ordinateur 12 opère généralement sous la commande d'un système d'exploitation 30 et exécute ou sinon repose sur diverses applications logicielles, composants, programmes, objets, modules, structures de données d'ordinateur, etc. Par exemple, un module ou composant pétro-technique 32 s'exécutant au sein d'une plateforme d'exploration et de production (E & P) 34 peut être utilisé pour accéder à, traiter, générer, modifier ou sinon utiliser des données pétro-techniques, par exemple, telles que stockées localement dans une base de données 36 et/ou accessibles à distance d'une plateforme de collaboration 38. La plateforme de collaboration 38 peut être implémentée à l'aide de multiples serveurs 28 dans certaines implémentations, et il sera apprécié que chaque serveur 28 peut incorporer une CPU, une mémoire, et d'autres composants matériels similaires à un ordinateur 12.
Dans un mode de réalisation non limitant, par exemple, la plateforme E & P 34 peut être implémentée comme une plateforme logicielle d'exploration et production (E & P) PETREL ou la plateforme logicielle de puits de forage TECHLOG, tandis que la plateforme de collaboration 38 peut être implémentée comme la plateforme STUDIO E & P KNOWLEDGE ENVIRONMENT, dont toutes sont disponibles auprès de Schlumberger Ltd. et ses filiales. Il sera toutefois apprécié que les techniques évoquées ici peuvent être utilisées en relation avec d'autres plateformes et environnements, pour que l'invention ne soit pas limitée aux plateformes et environnements logiciels particuliers évoqués ici
En général, les routines exécutées pour implémenter les modes de réalisation divulgués ici, qu'elles soient implémentées comme partie d'un système d'exploitation ou comme une application spécifique, un composant, un programme, un objet, un module ou une séquence d'instructions, voire un sous-ensemble de ceux-ci, seront ici désignées par « code de programme d'ordinateur » ou simplement « code de programme ». Le code de programme comprend généralement une ou plusieurs instructions qui résident à divers instants dans divers mémoires et dispositifs de stockage dans un ordinateur, et qui, lorsqu'elles sont lues et exécutées par une ou plusieurs unités de traitement matériel dans un ordinateur (par exemple, des microprocesseurs, des cœurs de traitement, ou une autre logique de circuit matériel), amènent l'ordinateur à réaliser les étapes intégrant la fonctionnalité souhaitée. De plus, alors que des modes de réalisation ont et seront ci-après décrits dans le contexte d'ordinateurs et systèmes d'ordinateur fonctionnant pleinement, l'homme du métier appréciera que les divers modes de réalisation soient capables d'être distribués sous forme de produit de programme sous une variété de formes, et que l'invention s'applique de façon égale quel que soit le type particulier de utilisé pour réaliser support lisible par ordinateur effectivement la distribution.
De tels supports lisibles par ordinateur peuvent inclure des supports de stockage lisibles par ordinateur et des supports de 5 communication. Les supports de stockage lisibles par ordinateur sont de nature non transitoire, et peuvent inclure des supports volatils et non volatils, et amovibles et non amovibles implémentés dans tout procédé ou toute technologie de stockage d'informations, tels que des instructions lisibles par 10 ordinateur, des structures de données, des modules de programme ou d'autres données. Les supports de stockage lisibles par ordinateur peuvent en outre inclure RAM, ROM, mémoire morte programmable effaçable (EPROM pour « Erasable Programmable ReadOnly Memory ») , mémoire morte programmable électriquement 15 effaçable (EEPROM pour « Electrically Erasable Programmable Read-Only Memory »), mémoire flash ou autre technologie de mémoire à semi-conducteurs, CD-ROM, DVD, ou autre stockage optique, cassettes magnétiques, bande magnétique, stockage sur disque magnétique ou d'autres dispositifs de stockage magnétique, 20 ou tout autre support qui peut être utilisé pour stocker l'information souhaitée et auquel l'ordinateur 10 peut accéder. Les supports de communication peuvent intégrer des instructions lisibles par ordinateur, des structures de données ou d'autres modules de programme. À titre d'exemple, et non de limitation, 25 les supports de communication peuvent inclure des supports filaires tels qu'un réseau filaire ou une connexion filaire directe, et les supports sans fil tels acoustiques, RF, infrarouges et autres combinaisons de l'un quelconque des éléments précédents peuvent 30 être également incluses dans la portée des supports lisibles par ordinateur.
Divers codes de programme décrits ci-après peuvent être identifiés d'après l'application au sein de laquelle ils sont implémentés dans un mode de réalisation spécifique de l'invention. Toutefois, il convient d'apprécier que toute que les supports sans fil. Des nomenclature de programme particulière qui suit soit utilisée simplement à des fins de commodité, et que l'invention ne doive pas être limitée en utilisation seulement à une application spécifique quelconque identifiée et/ou impliquée par une telle nomenclature. De plus, étant donné le nombre sans fin de manières dont des programmes d'ordinateur peuvent être organisés en routines, procédures, procédés, modules, objets, et similaires, ainsi que les diverses manières dont . une fonctionnalité de programme peut être allouée parmi diverses couches logicielles qui résident au sein d'un ordinateur typique (par exemple, des systèmes d'exploitation, des bibliothèques, des API, des applications, appiets, etc.), il convient d'apprécier que l'invention n'est pas limitée à l'organisation spécifique et à l'allocation d'une fonctionnalité de programme décrite ici.
De plus, il sera apprécié par l'homme du métier au bénéfice de la présente divulgation que les diverses opérations décrites ici qui peuvent être réalisées par tout code de programme, ou être réalisées dans toutes routines, tous flux de travaux, ou similaires, peuvent être combinées, scindées, réordonnées, omises et/ou supplémentées d'autres techniques connues dans l'art, et donc, que l'invention n'est pas limitée aux séquences particulières d'opérations décrites ici.
L'homme du métier reconnaîtra que l'exemple d'environnement illustré sur la figure 1 n'est pas censé limiter l'invention. En effet, l'homme du métier reconnaîtra que d'autres environnements matériels et/ou logiciels alternatifs peuvent être utilisés sans s'écarter de la portée de l'invention.
Opérations de champ de pétrole
Les figures 2A à 2D illustrent des vues schématiques simplifiées d'un champ de pétrole 100 ayant une formation souterraine 102 renfermant un réservoir 104 en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici. La figure 2A illustre une opération de sondage réalisée par un outil de sondage, tel que le camion sismique 106.1, pour mesurer des propriétés de la formation souterraine. L'opération de sondage est une opération de sondage sismique destinée à produire des vibrations sonores. Sur la figure 2Ά, une telle vibration sonore, la vibration sonore 112 générée par la source 110, est réfléchie par des horizons 114 dans une formation terrestre 116. Un jeu de vibrations sonores est reçu par des capteurs, tels que des récepteurs de géophone 118, situés sur la surface de la terre. Les données reçues 120 sont fournies comme des données d'entrée à un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1, et en réaction aux données d'entrée, l'ordinateur 122.1 génère une sortie de données sismiques 124. Cette sortie de données sismiques peut être stockée, transmise ou davantage traitée comme souhaité, par exemple, par réduction de données.
La figure 2B illustre une opération de forage réalisée par des outils de forage 106.2 suspendus par un appareil de forage 128 et avancés dans des formations souterraines 102 pour former un puits de forage 136. Un bassin à boue 130 est utilisé pour extraire une boue de forage dans les outils de forage via une ligne de production 132 pour faire circuler la boue de forage en bas à travers les outils de forage, puis en haut vers le puits de forage 136 et de retour à la surface. La boue de forage peut être filtrée et renvoyée vers le bassin à boue. Un système de circulation peut être utilisé pour stocker, commander, ou filtrer les boues de forage en écoulement. Les outils de forage sont avancés dans des formations souterraines 102 pour atteindre un réservoir 104. Chaque puits peut cibler un ou plusieurs réservoirs. Les outils de forage sont adaptés pour mesurer des propriétés en fond de trou en utilisant des outils de diagraphie en cours de forage. Les outils de diagraphie en cours de forage peuvent également être adaptés pour prélever une carotte 133 comme montré.
Des installations d'ordinateur peuvent être positionnées à divers emplacements autour du champ de pétrole 100 (par exemple, l'unité de surface 134) et/ou à des emplacements éloignés. L'unité de surface 134 peut être utilisée pour communiquer avec les outils de forage et/ou des opérations hors-site, ainsi qu'avec d'autres capteurs de surface ou de fond de trou. L'unité de surface 134 est capable de communiquer avec les outils de forage pour envoyer des ordres aux outils de forage, et pour en recevoir des données. L'unité de surface 134 peut également collecter des données générées pendant l'opération de forage et produire une sortie de données 135, qui peut ensuite être stockée ou transmise.
Des capteurs (S) , tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ de pétrole 100 pour collecter des données relatives à diverses opérations de champ de pétrole comme décrit précédemment. Comme montré, un capteur (S) est positionné en un ou plusieurs emplacements dans les outils de forage et/ou au niveau de l'appareil de forage 128 pour mesurer des paramètres de forage, tels que le poids au trépan, le couple au trépan, les pressions, températures, débits, compositions, vitesse de rotation, et/ou d'autres paramètres de l'opération de champ. Les capteurs (S) peuvent également être positionnés en un ou plusieurs emplacements dans le système de circulation.
Des outils de forage 106.2 peuvent inclure un ensemble fond de trou (BHA pour « Bottom Hole Assembly ») (non montré) , généralement référencé, près du trépan (par exemple, à plusieurs longueurs de masse-tige du trépan). L'ensemble fond de trou inclut des capacités de mesure, traitement, et stockage d'informations, ainsi que de communication avec une unité de surface 134. L'ensemble fond de trou inclut en outre des massestiges pour réaliser diverses autres fonctions de mesure.
L'ensemble fond de trou peut inclure un sous-ensemble communication qui communique avec l'unité de surface 134. Le sous-ensemble communication est adapté pour envoyer des signaux à et recevoir des signaux de la surface en utilisant un canal de communications tel qu'une télémétrie à impulsion de boue, une télémétrie électromagnétique, ou des communications de tige de forage câblée. Le sous-ensemble communication peut inclure, par exemple, un émetteur qui génère un signal, tel qu'un signal acoustique ou électromagnétique, qui est représentatif des paramètres de forage mesurés. Il sera apprécié par l'homme du métier qu'une variété de systèmes de télémétrie puissent être employés, tels qu'une tige de forage câblée, des systèmes de télémétrie électromagnétique ou autres connus.
Généralement, le puits de forage est foré selon un plan de forage qui est établi avant forage. Le plan de forage précise l'équipement, les pressions, les trajectoires et/ou d'autres paramètres qui définissent le processus de forage pour le site de forage. L'opération de forage peut alors être réalisée selon le plan de forage. Néanmoins, lorsque les informations sont regroupées, l'opération de forage peut avoir besoin de s'écarter du plan de forage. De surcroît, lorsqu'un forage ou d'autres opérations sont réalisés, les conditions de subsurface peuvent changer. Le modèle de terre peut également nécessiter un ajustement lorsque de nouvelles informations sont collectées.
Les données regroupées par les capteurs (S) peuvent être collectées par l'unité de surface 134 et/ou d'autres sources de collecte de données pour analyse ou autre traitement. Les données collectées par les capteurs (S) peuvent être utilisées seules ou en combinaison avec d'autres données. Les données peuvent être collectées dans une ou plusieurs bases de données et/ou transmises sur ou hors-site. Les données peuvent être des données historiques, des données en temps réel, ou leurs combinaisons. Les données en temps réel peuvent être utilisées en temps réel, ou stockées pour une utilisation plus tard. Les données peuvent également être combinées avec des données historiques ou d'autres entrées pour analyse plus avant. Les données peuvent être stockées dans des bases de données séparées, ou être combinées dans une seule base de données.
L'unité de surface 134 peut inclure un émetteurrécepteur 137 pour permettre des communications entre l'unité de surface 134 et diverses portions du champ de pétrole 100 ou d'autres emplacements. L'unité de surface 134 peut également être pourvue de ou être fonctionnellement connectée à une ou plusieurs unités de commande (non montrées) permettant d'actionner des mécanismes au niveau du champ de pétrole 100.
L'unité de surface 134 peut alors envoyer des signaux d'ordre au champ de pétrole 100 en réponse aux données reçues. L'unité de surface 134 peut recevoir des ordres via l'émetteurrécepteur 137 ou peut elle-même exécuter des ordres en direction de l'unité de commande. Un processeur peut être prévu pour analyser les données (localement ou à distance) , prendre des décisions et/ou actionner l'unité de commande. De cette manière, le champ de pétrole 100 peut être sélectivement ajusté en se basant sur les données collectées. Cette technique peut être utilisée pour optimiser des portions de l'opération de champ de pétrole, telles que le forage de commande, le poids au trépan, les débits de pompe, ou d'autres paramètres. Ces ajustements peuvent être réalisés automatiquement basés sur un protocole d'ordinateur, et/ou manuellement par un opérateur. Dans certains cas, des plans de puits peuvent être ajustés pour sélectionner des conditions d'exploitation optimales, ou éviter des problèmes.
La figure 2C illustre une opération par câble qui est réalisée par un outil au câble 106.3 suspendu par l'appareil de forage 128 et dans le puits de forage 136 de la figure 2B. L'outil au câble 106.3 est adapté pour un déploiement dans le puits de forage 136 pour générer des diagraphies de puits, réaliser des épreuves de fond de trou et/ou collecter des échantillons. L'outil au câble 106.3 peut être utilisé pour fournir un autre procédé et un autre appareil pour réaliser une opération de sondage sismique. L'outil au câble 106.3 peut, par exemple, avoir une source d'énergie explosive, radioactive, électrique, ou acoustique 144 qui envoie et/ou reçoit des signaux électriques aux formations souterraines 102 environnantes et aux fluides renfermés.
L'outil au câble 106.3 peut être opérationnellement connecté à, par exemple, des géophones 118 et un ordinateur 122.1 d'un camion sismique 106.1 de la figure 2A. L'outil au câble 106.3 peut également fournir des données à l'unité de surface 134. L'unité de surface 134 peut collecter des données générées pendant l'opération par câble et peut produire une sortie de données 135 qui peut être stockée ou transmise. L'outil au câble 106.3 peut être positionné à diverses profondeurs dans le puits de forage 136 pour fournir un sondage ou d'autres informations relatives à la formation souterraine 102.
Des capteurs (S) , tels que des jauges, peuvent être 10 positionnés autour du champ de pétrole 100 pour collecter des données relatives à diverses opérations de champ comme décrit précédemment. Comme montré, le capteur (S) est positionné dans un outil au câble 106.3 pour mesurer des paramètres de fond de trou qui ont trait, par exemple, à la porosité, à la perméabilité, à la composition de fluide et/ou à d'autres paramètres de l'opération de champ.
La figure 2D illustre une opération de production qui est réalisée par un outil de production 106.4 déployé depuis une unité de production ou un arbre de Noël 129 et dans un puits de forage complété 136 pour extraire un fluide des réservoirs de fond de trou dans des installations de surface 142. Le fluide s'écoule depuis le réservoir 104 à travers des perforations dans le cuvelage (non montrées) et dans l'outil de production 106.4 dans le puits de forage 136 et vers des installations de surface 142 via un réseau de regroupement 146.
Des capteurs (S), tels que des jauges, peuvent être positionnés autour du champ de pétrole 100 pour collecter des données relatives à diverses opérations de champ comme décrit précédemment. Comme montré, le capteur (S) peut être positionné dans l'outil de production 106.4 ou un équipement associé, tel que l'arbre de noël 129, le réseau de regroupement 146, l'installation de surface 142, et/ou l'installation de production, pour mesurer des paramètres de fluide, tels qu'une composition de fluide, des débits, des pressions, des températures et/ou d'autres paramètres production.
La production peut également inclure des puits d'injection pour une extraction ajoutée. Une ou plusieurs installations de regroupement peuvent être raccordées opérationnellement à un ou plusieurs des sites de puits pour collecter sélectivement les fluides de fond de trou depuis le ou les sites de puits.
Alors que les figures 2B à 2D illustrent des outils utilisés pour mesurer des propriétés d'un champ de pétrole, on appréciera que les outils puissent être utilisés en relation avec des opérations non-champ de pétrole, telles que des champs de gaz, des mines, des aquifères, un stockage, ou d'autres installations souterraines. Également, alors que certains outils d'acquisition de données sont schématisés, on appréciera que divers outils de mesure capables de détecter des paramètres, tels que le temps de parcours aller-retour sismique, la densité, la résistivité, la cadence de production, etc., de la formation souterraine et/ou de ses formations géologiques puissent être utilisés. Divers capteurs (S) peuvent être situés en diverses positions le long du puits de forage et/ou des outils collecter et/ou surveiller les données sources de données peuvent également emplacements hors sites.
Les configurations de champ des figures 2A à 2D sont censées donner une brève description d'un exemple d'un champ utilisable avec des cadres d'application de champ de pétrole. Tout ou partie du champ de pétrole 100 peut être sur terre, dans l'eau, et/ou en mer. Également, alors qu'un seul champ mesuré en un seul emplacement est schématisé, des applications de champ de pétrole peuvent être utilisées avec toute combinaison d'un ou plusieurs champs de pétrole, d'une ou plusieurs installations de traitement et d'un ou plusieurs sites de puits.
La figure 3 illustre une vue schématique, partiellement en coupe du champ de pétrole 200 ayant des outils d'acquisition de données 202.1, 202.2, 202.3 et 202.4 positionnés en divers de l'opération de de surveillance pour souhaitées. D'autres être prévues à des données 202.1 données 208.1 emplacements le long du champ de pétrole 200 pour collecter des données de formation souterraine 204 en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici. Les outils d'acquisition de données 202.1 à 202.4 peuvent être les mêmes que des outils d'acquisition de données 106.1 à 106.4 des figures 2A à 2D, respectivement, et d'autres non schématisés. Comme montré, des outils d'acquisition de à 202.4 génèrent des tracés ou mesures de i 208.4, respectivement. Ces tracés de données sont schématisés le long du champ de pétrole 200 pour démontrer les données générées par les diverses opérations.
Les tracés de données 208.1 à 208.3 sont des exemples de tracés de données statiques qui peuvent être générés par des outils d'acquisition de données 202.1 à 202.3, respectivement, 15 toutefois, il convient de comprendre que les tracés de données 208.1 à 208.3 peuvent également être des tracés de données qui sont mis à jour en temps réel. Ces mesures peuvent être analysées pour mieux définir les propriétés de la (des) formation(s) et/ou déterminer la précision des mesures et/ou 20 pour vérification d'erreurs. Les tracés de chacune des mesures respectives peuvent être alignés et mis à l'échelle pour comparaison et vérification des propriétés.
Le tracé de données statiques 208.1 est une réponse allerretour sismique sur une période de temps. Le tracé statique 208.2 est des données de carotte mesurées à partir d'une carotte de la formation 204. La carotte peut être utilisée pour fournir des données, telles qu'un graphe de la densité, de la porosité, de la perméabilité, ou quelque autre propriété physique de la carotte sur la longueur de la carotte. Des 30 épreuves concernant la densité et la viscosité peuvent être réalisées sur les fluides dans la carotte à des températures et pressions variables. Le tracé de données statiques 208.3 est une trace de diagraphie qui fournit généralement une résistivité ou autre mesure de la formation à diverses profondeurs.
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Une courbe ou un graphe de déclin de production 208.4 est un tracé de données dynamiques du débit de fluide au cours du temps. La courbe de déclin de production fournit généralement la cadence de production en fonction du temps. À mesure que le fluide s'écoule à travers le puits de forage, on prend des mesures de propriétés de fluide, telles que des débits, des pressions, la composition, etc.
D'autres données peuvent également être collectées, telles que des données historiques, des entrées d'utilisateur, des informations économiques, et/ou d'autres données de mesure et autres paramètres d'intérêt. Les mesures statiques et dynamiques peuvent être analysées et utilisées pour générer des modèles de la formation souterraine pour déterminer ces caractéristiques. On peut également utiliser des mesures similaires pour mesurer des changements dans des aspects de formation au cours du temps.
La structure souterraine 204 comporte une pluralité de formations géologiques 206.1 à 206.4. Comme montré, cette structure comporte plusieurs formations ou couches, y compris une couche de schiste 206.1, une couche de carbonate 206.2, une couche de schiste 206.3 et une couche de sable 206.4. Une faille 207 s'étend à travers la couche de schiste 206.1 et la couche de carbonate 206.2. Les outils d'acquisition de données statiques sont adaptés pour prendre des mesures et détecter des caractéristiques des formations.
Alors qu'une formation souterraine spécifique avec des structures géologiques spécifiques est schématisée, on appréciera que le champ de pétrole 200 puisse contenir une variété de structures et/ou formations géologiques, parfois ayant une complexité extrême. A certains emplacements, généralement en dessous de la ligne d'eau, un fluide peut espaces de pore des formations.
Chacun des dispositifs de mesure peut être utilisé pour mesurer des propriétés de formations et/ou de ses particularités géologiques. Alors que chaque outil d'acquisition est montré comme étant à des emplacements spécifiques dans le champ de pétrole 200, on appréciera qu'un ou plusieurs types de mesure puissent être pris en un ou plusieurs emplacements à travers un ou plusieurs champs ou autres emplacements pour comparaison et/ou analyse.
Les données collectées de diverses sources, telles que les outils d'acquisition de données de la figure 3, peuvent être traitées et/ou évaluées. Généralement, des données sismiques affichées dans le tracé de données statique 208.1 à partir de l'outil d'acquisition de données 202.1 sont utilisées par un géophysicien pour déterminer des caractéristiques des formations et particularités souterraines. Les données de carotte montrées dans le tracé statique 208.2 et/ou les données de rapport issues du rapport de forage 208.3 sont généralement utilisées par un géologue pour déterminer diverses caractéristiques de la formation souterraine. Les données de production issues du graphe 208.4 sont généralement utilisées par le spécialiste de l'étude des gisements pour déterminer des caractéristiques de réservoir d'écoulement de fluide. Les données analysées par le géologue, le géophysicien et l'ingénieur de l'étude des gisements peuvent être analysées à l'aide de techniques de modélisation.
La figure 4 illustre un champ de pétrole 300 pour réaliser des opérations de production en conformité avec des implémentations de diverses technologies et techniques décrites ici. Comme montré, le champ de pétrole comporte une pluralité de sites de puits 302 raccordés opérationnellement à une installation de traitement centrale 354. La configuration de champ de pétrole de la figure 4 n' est pas censée limiter la portée du système d'application de champ de pétrole. Tout ou partie du champ de pétrole peut être sur terre et/ou en mer. Également, alors qu'un seul champ de pétrole avec une installation de traitement unique et une pluralité de sites de puits sont schématisés, toute combinaison d'un ou plusieurs champs de pétrole, d'une ou plusieurs installations de traitement et d'un ou plusieurs sites de puits peut être présente.
Chaque site de puits 302 a un équipement qui forme un puits de forage 336 dans la terre. Les puits de forage s'étendent à travers des formations souterraines 306 y compris des réservoirs 304. Ces réservoirs 304 contiennent des fluides, tels que des hydrocarbures. Les sites de puits extraient un fluide des réservoirs et les font passer aux installations de traitement via des réseaux de surface 344. Les réseaux de surface 344 comportent des mécanismes de tubage et de commande pour commander l'écoulement de fluide du site de puits à l'installation de traitement 354.
Évaluation de champ de pétrole basée sur des graphes de réseau
Diverses approches pour évaluer les risques et le niveau d'incertitude d'un projet ont été utilisées dans l'industrie du pétrole et du gaz. Par exemple, dans certaines approches, afin d'estimer l'incertitude sur la volumétrie statique et dynamique d'un champ de pétrole (par exemple, contribuant à un « score » ou rang d'un champ de pétrole par rapport à d'autres dans un portefeuille donné), des écarts-types et styles de distribution peuvent être attribués à tous les paramètres qui sont considérés comme des contributeurs significatifs aux réserves d'un champ de pétrole (par exemple, porosité [carte, cellules] ; position de contact huile-eau ; position de réservoir haut ; capacité d'étanchéité, etc.), et plusieurs simulations de Monte-Carlo peuvent être mises en place afin d'explorer ou couvrir le domaine du possible et tenter de dériver un intervalle dans lequel des hydrocarbures extractibles sont situés, qui est généralement un contributeur majeur au fait de déterminer qu'un champ de pétrole doit être développé ou non.
Les nombres de simulations et les complexités de ces simulations sont naturellement contraints par le temps et des ressources informatiques disponibles, ainsi dans certaines approches, le nombre de paramètres considéré dans une évaluation est restreint, de façon souhaitable aux paramètres qui sont les plus influents sur l'évaluation. La sélection de ces paramètres peut être basée sur une connaissance a priori, par exemple, basée sur des expériences antérieures et l'expertise développée par des individus et/ou organisations dans le temps, toutefois, cette connaissance a priori peut être spécifique d'un projet et non disponible et/ou utilisable dans d'autres projets. La sélection de paramètres peut également être basée sur une analyse de sensibilité, qui requiert de surcroît du temps et des ressources informatiques pour achèvement, et dans de nombreux cas seuls les influenceurs les plus évidents sont considérés.
Des modes de réalisation cohérents avec l'invention, par contraste, emploient un graphe de réseau, ou réseau, pour représenter un jeu ou portefeuille d'actifs de champ de pétrole. Le jeu ou portefeuille peut être associé à une compagnie individuelle, ou en alternative, peut être associé à de multiples compagnies et/ou associé à une ou plusieurs régions géographiques, par exemple, des pays, des zones géographiques et/ou des entités géopolitiques. Des actifs de champ de pétrole peuvent inclure des champs de pétrole individuels dans certains modes de réalisation, et dans certains modes de réalisation, d'autres actifs relatifs aux champs de pétrole peuvent être représentés, par exemple, par des puits ou trajectoires de puits individuels, des plateformes, des thèmes, des zones productives possibles, des bassins d'exploration, etc.
Une représentation de graphe de réseau peut appliquer une méthodologie relationnelle pour effectivement découpler une évaluation d'une discrimination de paramètre a priori. Dans le contexte de la divulgation, et comme l'illustre la figure 5, un graphe de réseau ou réseau, par exemple, l'exemple de réseau 400, peut être considéré comme une structure de données implémentées par ordinateur incorporant une pluralité de nœuds interconnectés, par exemple, les nœuds 402, 404, 406, interconnectés les uns avec les autres par des bords, par exemple, bord 408. Les nœuds interconnectés incluent au moins trois types de nœuds, désignés par nœuds d'actifs, nœuds d'attributs et nœuds d'entités.
Un nœud d'actifs, par exemple, le nœud 402, peut être utilisé pour représenter un actif de champ de pétrole, par exemple, un champ de pétrole. Les nœuds d'actifs dans un réseau représenteront généralement des actifs de champ de pétrole à différents stades de développement et/ou production pour lesquels des informations historiques concernant la production d'hydrocarbures sont connues, ainsi que des actifs de champ de pétrole pour lesquels aucune de ces informations historiques n'est connue, et que l'on souhaite évaluer afin de procéder à un développement et/ou à une production.
Un nœud d'attributs, par exemple, le nœud 404, peut être utilisé pour représenter divers types d'attributs ou paramètres qui peuvent être utiles dans une évaluation de champ de pétrole. Parmi de tels nœuds, les attributs représentés peuvent ainsi inclure à la fois des attributs pétro-techniques ainsi que les attributs non pétro-techniques. Les nœuds d'attributs 404 qui représentent des attributs pétro-techniques sont également ici qualifiés de nœuds pétro-techniques, et les nœuds d'attributs 404 qui représentent des attributs non pétro20 techniques sont qualifiés ici de nœuds non pétro-techniques.
Les attributs pétro-techniques peuvent inclure divers attributs incorporant des données scientifiques associées à un actif de champ de pétrole et qui sont potentiellement influentes dans l'évaluation d'un actif de champ de pétrole. Une liste non limitante d'attributs pétro-techniques inclut des attributs tels que l'environnement tectonique (par exemple, de compression, d'extension, de transtension, etc.), le style de champ sédimentaire stratigraphique, la profondeur de champ (par exemple, marin peu profond, en mer profonde, etc.), le type de champ (par exemple, pétrolifère, gaz étanche, etc.), la porosité, la position de contact huile-eau, la position de réservoir haut, la capacité d'étanchéité, la perméabilité, le volume d'hydrocarbure, l'emplacement, la phase de développement (par exemple, abandonnée, parvenue à une maturité, etc.), l'âge géologique, des données de production comptabilisées, les failles, les séquences, les couches, le style de piège, la distance à la ligne côtière, en mer contre sur terre, le nombre de mailles géocellulaires, le nombre de cuvelages de simulation, les propriétés de réseau de fracture, etc.
Les attributs non pétro-techniques peuvent inclure des attributs additionnels qui peuvent caractériser un actif de champ de pétrole et/ou son développement et/ou sa production. Une liste non limitante d'attributs non pétro-techniques inclut des attributs tels que des attributs de réseau de surface, un 10 fluide de forage, un type de plateforme, un nombre de navires ravitailleurs tournants, un nombre qu'un géomodéliseur de champ a élaboré, un nombre de champs sur lequel d'autres personnels ont réalisé diverses opérations, les outils physiques et/ou logiciels utilisés en relation avec le développement et/ou la 15 production (par exemple, des outils logiciels utilisés pour élaborer un modèle de réservoir, des outils logiciels utilisés pour mettre en place une simulation d'écoulement, des outils logiciels utilisés pour la planification de puits, etc.), la distance à d'autres champs, la proximité à un pipeline ou des 20 unités de traitement (par exemple, des raffineries), la quantité d'articles publiés sur un champ donné, etc.
Un nœud d'entités, par exemple, le nœud 406, peut être utilisé pour représenter divers types d'entités qui peuvent être associées à un actif de champ de pétrole. Dans certains cas, des 25 entités peuvent être des compagnies, ou des organisations, par exemple, des organisations avec participation en capitaux propres et/ou des organisations responsables de diverses opérations de développement ou de production telles que l'acquisition, la modélisation, l'interprétation, la simulation 30 sismiques, etc. De surcroît, dans certains cas, des entités peuvent être des individus, par exemple, des individus avec des participations en capitaux propres et/ou des individus responsables de diverses opérations de développement ou de production telles que l'acquisition, la modélisation, 35 l'interprétation, la simulation sismiques, etc. Des nœuds d'entités peuvent également représenter des entités telles que des emplacements ou régions géographiques, des entités géopolitiques, etc.
Des nœuds d'attributs et/ou d'entités dans certains modes de 5 réalisation peuvent être utilisés pour représenter des attributs booléens, par exemple, la présence ou absence de quelque attribut ou entité, ou pour représenter différentes valeurs énumérées d'un attribut. Ainsi, à titre d'exemple, des nœuds d'attributs peuvent être définis pour des champs de pétrole marins peu profonds et des champs de pétrole en mer profonde tels que des nœuds d'actifs pour des champs de pétrole qui sont classifiés comme marins peu profonds seront liés à un nœud d'attributs marin peu profond alors que des champs de pétrole qui sont classifiés comme en mer profonde seront liés à un nœud d'attributs en mer profonde. De même, alors que diverses compagnies sont à disposition pour réaliser une acquisition sismique, des nœuds d'attributs différents peuvent être définis pour représenter chacune de ces compagnies de telle sorte que tout actif de champ de pétrole sera lié au nœud d'attributs correspondant à la compagnie utilisée pour réaliser l'acquisition sismique pour cet actif.
De surcroît, au moins par rapport à des nœuds d'attributs qui représentent des données pétro-techniques, des nœuds d'attributs peuvent être définis pour différentes valeurs numériques ou plages de valeur d'un attribut. Ainsi, par exemple, il peut être souhaitable de définir différents nœuds d'attributs pour représenter différentes plages de porosité, volume d'hydrocarbure, production comptabilisée, etc.
Les nœuds 402, 404, 406 sont interconnectés les uns avec les autres dans le réseau 400 via un ou plusieurs bords, par exemple, le bord 408, avec l'interconnexion d'un nœud d'actifs 402 avec un nœud d'attributs 404 ou un nœud d'entités 406 via un bord 408 représentant le fait que le nœud d'actifs 402 soit caractérisé par ce nœud d'attributs/d'entités 404, 406. Comme davantage illustré sur la figure 6, qui illustre un sous-jeu des nœuds issus du réseau 400 de la figure 5, un certain nombre de nœuds d'actifs 402 est illustré à l'aide d'icônes circulaires pour représenter divers actifs de champ de pétrole identifiés comme les champs A à G. Les nœuds d'attributs 404 sont illustrés en utilisant des icônes pentagonales pour représenter un attribut pétro-technique, ici, des valeurs « marines peu profondes » et « en mer profonde » d'un attribut de type de réservoir. Les nœuds d'actifs 402 pour les champs A, B et C sont liés via des bords 408 au nœud d'attributs « marin peu profond » 404 pour représenter que ces champs sont des champs marins peu profonds, alors que les nœuds d'actifs 402 pour les champs D et E sont liés via des bords 408 au nœud d'attributs « en mer profonde » 404 pour représenter que ces champs sont des champs en mer profonde.
De même, les nœuds d'entités 406 sont illustrés en utilisant des icônes en forme de diamant pour représenter diverses entités, dont, par exemple, deux compagnies d'acquisition sismique (AC1 et AC2), un sismologue qui a interprété des données sismiques sur un projet (John Doe), et une entité géopolitique (Norvège).
Les bords 408 couplent divers nœuds d'actifs 402 à ces nœuds d'entités 406 comme approprié, pour que, par exemple, on puisse voir que pour le champ A, une acquisition sismique a été réalisée par AC1 et une interprétation a été réalisée par John Doe, et pour le champ B, une acquisition sismique a été réalisée à la fois par AC1 et AC2, et le champ est situé en Norvège.
Ainsi, on peut voir que par l'utilisation de bords 408 liant des nœuds d'actifs 402 avec des nœuds d'attributs et d'entités 404, 406, des bords 408 relient effectivement des nœuds d'actifs 402 d'après leurs attributs et/ou entités communs et indiquent ainsi efficacement un certain degré de similitude entre différents nœuds d'actifs.
En élaborant un réseau incorporant de tels nœuds, les actifs de champ de pétrole d'un jeu ou portefeuille donné, dont à la fois des actifs natures ainsi que des actifs aux toutes premières phases de développement (voire en fin d'exploration) peut être efficacement caractérisé d'après leur similitude et attributs communs, facilitant de ce fait l'évaluation d'actifs pour lesquels on connaît peu d'informations d'après leur point commun avec d'autres actifs pour lesquels on connaît de plus grandes quantités d'informations.
Ainsi, dans l'illustration de la figure 6, on peut voir que les champs A, B et C partagent des liens/connexions forts pour un jeu donné de composants (par exemple, deux d'entre eux sont en Norvège, tous sont de type marin peu profond, et ils utilisent AC1 et AC2 comme compagnies d'acquisition), et on peut ainsi implicitement suggérer que ces trois champs peuvent être considérés comme analogue d'un point de vue global. Cette analogie va au-delà du domaine de la géologie traditionnelle (par exemple, des caractéristiques pétro15 techniques telles que le style tectonique et stratigraphique, le nombre de failles, le nombre de séquences, le nombre de couches de réservoir, le style de piège, etc.) pour inclure des similitudes additionnelles en termes, par exemple, de la manière dont ils sont traités/simulés, des compagnies et/ou individus impliqués dans le développement, des outils utilisés pour les mesures, et de la région géopolitique dans laquelle ils sont situés (par exemple, Norvège).
On appréciera que les figures 5 à 6 puissent être considérées comme représentant l'organisation d'une structure de données correspondant au réseau 400 dans certains modes de réalisation. De plus, on appréciera que dans certains modes de réalisation, les figures 5 à 6 puissent être considérées comme représentant un affichage visuel statique ou interactif, et bi ou tridimensionnel correspondant au réseau 400 et approprié pour un rendu sur un affichage d'ordinateur. Ainsi, à cet égard, et comme l'illustre les figures 5 à 6, dans certains modes de réalisation, les nœuds 402, 404 et/ou 406 et/ou les bords peuvent en outre inclure des caractéristiques d'affichage pour fournir des informations additionnelles à un utilisateur. Par exemple, des étiquettes peuvent être incluses, et dans certains modes de réalisation, l'affichage de tels éléments peut être varié pour communiquer des informations additionnelles, par exemple, en faisant varier les tailles, formes, couleurs, motifs, etc. utilisées pour représenter les nœuds et/ou bords. Sur la figure 5, par exemple, des nœuds d'actifs 402 peuvent être variés en taille d'après leurs scores attribués à leurs actifs de champ de pétrole associés. Des nœuds et/ou bords peuvent être de nature interactive, bien que par une sélection ou autre manipulation d'utilisateur d'un nœud et/ou bord puissent être utilisés pour afficher des informations additionnelles et/ou modifier le réseau 400 ou les informations ainsi représentées.
La figure 7 illustre ensuite un exemple de routine 420 convenant pour élaborer un graphe de réseau tel que le réseau 400 dans un système de traitement de données 10. Dans certains modes de réalisation, la routine 420 peut être basée en partie sur une entrée d'utilisateur, alors que dans certains modes de réalisation, la routine 420 peut être automatisée et basée sur une analyse de données de données stockées associées à un portefeuille d'actifs de champ de pétrole. Tout d'abord, dans le bloc 422, un réseau peut être initialisé, par exemple, par initialisation d'une structure de données pour le réseau et attribution d'informations descriptives telles qu'un nom et d'autres informations d'identification.
Ensuite, dans le bloc 424, des nœuds d'actifs pour des actifs de champ de pétrole sont ajoutés à la structure de données pour le réseau, et dans les blocs 426 et 428, des nœuds d'attributs pour des attributs pétro-techniques et/ou non pétrotechniques, et des nœuds d'entités pour des entités associées au développement et/ou à la production de champ, sont ajoutés à la structure de données pour le réseau. Après cela, des bords sont ajoutés dans le bloc 430 pour relier des nœuds d'actifs avec les nœuds d'attributs et/ou d'entités et ainsi attribuer certains attributs et/ou entités aux actifs de champ de pétrole.
Alors que la figure 7 illustre une élaboration séquentielle d'un réseau (qui peut être appropriée, par exemple, dans des ίο situations où un recueil de données à propos d'un portefeuille existe déjà), dans certains modes de réalisation des nœuds et/ou bords peuvent être ajoutés de manière incrémentielle. Ainsi, par exemple, dans certains modes de réalisation, des nœuds d'entités et/ou d'attributs peuvent être ajoutés à un réseau avant des nœuds d'actifs, de telle sorte que des actifs de champ de pétrole soient individuellement ajoutés au réseau, des nœuds d'actifs associés puissent être ajoutés pour ces actifs de champ de pétrole et des bords puissent ensuite être ajoutés pour lier les nœuds d'actifs nouvellement ajoutés aux nœuds d'attributs et/ou d'entités correspondant à des caractéristiques connues de ces actifs de champ de pétrole, d'attributs et/ou d'entités
De surcroît, lorsque des nœuds n'existent pas lorsque les caractéristiques connues d'un actif de champ de pétrole sont analysées, ces nœuds peuvent être ajoutés dynamiquement au réseau et liés au nœud d'actifs si besoin est. Un traitement parallèle peut également être utilisé dans certains modes de réalisation pour mettre en parallèle une élaboration de réseau, avec différents processeurs, fils, tâches, ou ordinateurs, ajoutant et/ou liant de manière coopérative des nœuds ensemble dans le réseau. De surcroît, dans certains modes de réalisation, des modèles peuvent être disponibles pour divers nœuds, et dans certains modes de réalisation, un réseau peut être prépeuplé avec différents nœuds standards. Par exemple, pour des attributs pétro-techniques tels que des types de réservoir, une porosité, etc., des nœuds d'attributs standards correspondant à différents types de réservoir et différentes plages de porosité peuvent être prépeuplées dans un réseau.
De plus, comme on l'évoquera plus en détail ci-dessous, un réseau peut évoluer dans le temps, car de nouvelles informations deviennent disponibles concernant des actifs de champ de pétrole existants, et lorsque de nouveaux actifs de champ de pétrole surviennent, des nœuds et/ou bords peuvent être ajoutés, annulés ou modifiés pour traduire les nouvelles informations. D'autres variations apparaîtront à l'homme du métier au bénéfice de la présente divulgation.
On appréciera qu'une structure de données pour un graphe de réseau puisse être implémentée d'un certain nombre de manières dans différents modes de réalisation. La figure 8, par exemple, illustre un exemple d'une structure de données de nœud 440 convenant pour implémenter des nœuds d'actifs, d'attributs et/ou d'entités dans certains modes de réalisation. La structure de données de nœud 440 peut inclure divers champs 442 à 456, par exemple, un champ de nom/identifiant 442, un champ de score 444, un champ de coût 446, un champ d'incertitude 448, un champ de groupe 450, un champ remplaçable 452, un champ de bords 454 et un champ de version 456. Le champ de nom/identif iant 442 peut inclure des informations d'identification pour le nœud, incluant, par exemple, un identifiant unique, des informations descriptives à propos de 1'actif/attribut/entité avec lequel le nœud est associé, et dans certains cas, un type de nœud (par exemple, actif, attribut ou entité) . Le champ de score 444 peut inclure un score qui est utilisé, par exemple, pour quantifier un actif, par exemple, d'après la quantité d'hydrocarbures extraits ou extractibles, des facteurs économiques, une présente valeur nette, ou d'autres métriques convenant à l'utilisation dans l'attribution de rang ou sinon la valorisation d'un actif. Le champ de coût 446 peut être utilisé, par exemple, pour quantifier des coûts associés à un actif. Le champ d'incertitude 448 peut être utilisé, par exemple, pour quantifier un niveau d'incertitude pour un actif.
Le champ de groupe 450 peut être utilisé pour attribuer un identifiant de groupe à un groupe de nœuds pour indiquer l'appartenance à un groupe. Par exemple, dans certains modes de réalisation, où de multiples valeurs énumérées existent pour un attribut particulier, ou bien où de multiples plages de valeurs sont utilisées pour un attribut, les nœuds d'attributs relatifs à cet attribut commun peuvent être attribués au même identifiant de groupe (par exemple, là où cinq compagnies sont disponibles pour une acquisition sismique, ou là où il est souhaitable d'attribuer des plages de 0 à 20, 21 à 40, 41 à 60, 61 à 80 et 81 à 100 à un attribut relatif à un pourcentage, les cinq nœuds d'entités/d'attributs correspondant à ces compagnies/plages de pourcentage peuvent être attribués aux mêmes identifiants de groupe).
Le champ remplaçable 452 peut être utilisé pour indiquer quand un nœud d'attributs ou d'entités est remplaçable, par exemple, aux fins d'évaluer des actifs inconnus en mettant à l'épreuve l'impact de différents attributs et/ou entités sur les scores de ces actifs inconnus. Des nœuds d'attributs ou d'entités marqués comme remplaçables représentent ainsi des attributs ou entités qui ne sont pas nécessairement fixes pour un actif associé, alors que des nœuds marqués comme non remplaçables sont intrinsèquement fixés pour l'actif associé. Ainsi, par exemple, si un actif n'a pas encore été développé, et que cinq compagnies différentes sont disponibles pour une acquisition sismique, les nœuds d'entités associés à des compagnies d'acquisition peuvent être remplaçables afin d'évaluer les effets des différentes compagnies d'acquisition sur le score de l'actif d'attributs correspondant emplacements géographiques,
Par contraste, pour des nœuds à des attributs tels que des ces attributs sont généralement fixes et ainsi seraient marqués comme non remplaçables.
Le champ de bords 454 lie un nœud à d'autres nœuds par l'intermédiaire de bords 458. Comme le montre la figure 458, les bords 458 peuvent être des structures de données distinctes dans certains modes de réalisation, et en tant que telles peuvent inclure des informations additionnelles telles que des identifiants, des pointeurs ou d'autres références à des nœuds liés, etc. Dans d'autres modes de réalisation, toutefois, aucune structure de données séparée ne peut être utilisée pour représenter des bords, et des bords peuvent au contraire être représentés par des pointeurs ou références à d'autres nœuds qui sont stockés au sein du champ de bords 454. Des références au sein du champ de bords 4 54 peuvent également être stockées de diverses manières, par exemple, à l'aide d'une liste liée, d'une table, d'une table de hachage, ou dans d'autres structures de données adéquates.
Le champ de version 456 est utilisé pour associer un nœud à des informations de versionnage, par exemple, pour permettre d'évaluer l'état de nœud et ainsi le réseau global à différents points dans le temps. On appréciera qu'un réseau puisse être modifié dynamiquement au cours du temps lorsque de nouvelles informations sont obtenues et lorsque de nouveaux actifs sont ajoutés au réseau, si bien que des informations de version peuvent être mises à jour lorsqu'un nœud est modifié, avec des versions antérieures du nœud persistant pour permettre de recréer un état passé du réseau. D'autres façons de faire persister l'état d'un nœud au cours du temps peuvent également être utilisées dans d'autres modes de réalisation, par exemple, en maintenant des rapports de changement pour chaque nœud.
Il sera apprécié que dans certains modes de réalisation, certains nœuds d'actifs, d'attributs et d'entités puissent ne pas utiliser un ou plusieurs champs dans une structure de données de nœud 440. Dans d'autres modes de réalisation, des structures de données séparées peuvent être utilisées pour des nœuds d'actifs, d'attributs et d'entités, ou les différents types de nœuds peuvent hériter d'un nœud de base qui inclut des champs communs à tous les types de nœud.
Les types d'autres structures de données qui peuvent être utilisées pour représenter les nœuds et/ou bords d'un réseau sont innombrables, et on appréciera donc qu'une grande variété d'autres structures de données puissent être utilisées dans d'autres modes de réalisation. En conséquence, l'invention n'est pas limitée aux structures de données particulières décrites ici
En se tournant à présent vers la figure 9, cette figure illustre un exemple de routine 460 convenant pour attribuer un score à un réseau dans le système de traitement de données 10.
Dans certains modes de réalisation, la routine 460 peut être basée en partie sur une entrée d'utilisateur, alors que dans certains modes de réalisation, la routine 460 peut être automatisée et basée sur une analyse de données de données stockées associées à un portefeuille d'actifs de champ de pétrole. L'attribution de score peut être utilisée, par exemple, pour quantifier des actifs inconnus afin de comparer différents actifs pour un développement et/ou production plus avant, l'évaluation d'une viabilité économique d'actifs, le fait de déterminer s'il faut poursuivre ou abandonner un actif, etc.
Dans les modes de réalisation illustrés, l'attribution de score est basée au moins en partie sur une comparaison des attributs et entités attribués à des nœuds d'actifs inconnus avec ceux de nœuds d'actifs connus, de telle sorte que des scores appliqués à des nœuds d'actifs connus puissent être utilisés dans l'attribution de score de nœuds d'actifs inconnus. En outre, dans les modes de réalisation illustrés, les scores de nœuds d'actifs peuvent au moins en partie être basés sur des scores attribués aux nœuds d'entités et/ou attributs auxquels ces nœuds sont liés. Ainsi, comme l'illustre la figure 9, la routine 460 peut tout d'abord attribuer des scores à tous nœuds d'attributs et/ou d'entités n'ayant pas de score attitré. Des nœuds d'attributs et/ou d'entités peuvent être des scores attribués, par exemple, d'après la manière dont l'attribut ou l'entité associé affecte le score d'un actif. Par exemple, un nœud d'attributs de haute teneur en pétrole sur place peut se voir attribuer un score haut, alors qu'un nœud d'attributs correspondant à un attribut de haute teneur en eau peut se voir attribuer un score bas. De façon similaire, lorsqu'une compagnie d'acquisition sismique est considérée comme supérieure à une autre (par exemple, d'après des sondages internes/externes), le score attribué au nœud d'entités pour le premier peut être plus élevé que celui pour ce dernier. Certains scores peuvent être attribués via une entrée d'utilisateur, alors que certains scores peuvent être attribués empiriquement ou de façon programmée d'après des règles ou formules. Des scores attribués à des nœuds peuvent également être modifiés au cours du temps si besoin est.
Dans certains modes de réalisation, des scores de certains nœuds d'actifs peuvent également être attribués d'après une entrée d'utilisateur, des résultats empiriques et/ou de façon programmée d'après des règles ou formules. De surcroît, comme l'illustre le bloc 464, une analyse de graphe peut également être réalisée pour attribuer un score à une portion des nœuds d'actifs dans le réseau. En général, des actifs de champ de pétrole parvenus à maturité et des actifs de champ de pétrole abandonnés peuvent être considérés comme des actifs « connus », et des scores pour ces actifs peuvent être attribués d'après des résultats historiques, par exemple, des hydrocarbures extraits effectifs ou un autre passé de production. Une incertitude peut également être calculée en relation avec l'attribution de score à des nœuds d'actifs, et il sera apprécié, par exemple, qu'un actif pour lequel une production élevée a été obtenue mais pour lequel une production prédite était faible peut se voir attribuer une haute incertitude même si le score est élevé, alors qu'un actif abandonné qui a été prédit comme ayant une faible sortie aura une faible incertitude car la prédiction était considérée comme précise.
Diverses techniques d'analyse de graphe de réseau peuvent être appliquées dans le bloc 464. Par exemple, un groupe ou une centralité individuelle peut être évalué au niveau du nœud individuel ou du groupe pour attribuer un score à des nœuds d'actifs d'après le nombre de connexions directes entre des nœuds, et en particulier, des nœuds dans le même groupe. La cohésion peut également être évaluée au niveau du groupe pour évaluer la facilité avec laquelle un réseau peut connecter, et établir les longueurs de chemin entre des paires de nœuds. La densité peut également être évaluée au niveau du groupe pour évaluer la robustesse du réseau et les nombres de connexions entre des nœuds dans les groupes. L'intermédiarité peut également être évaluée au niveau du nœud individuel pour évaluer des longueurs de chemin entre des paires de nœuds. D'autres techniques d'analyse de graphe de réseau peuvent également être utilisées dans d'autres modes de réalisation, et il sera apprécié que l'application de l'une quelconque de ces techniques pour générer un score pour un nœud d'actifs entrera bien dans les capacités d'une personne de compétence ordinaire au bénéfice de la présente divulgation.
En retournant brièvement aux figures 5 à 6, par exemple, on peut voir qu'un certain nombre de bords convergent dans le « Champ C ». Cela peut ne pas nécessairement signifier que le champ C est l'actif de champ de pétrole le plus parvenu à maturité (bien que des informations courent naturellement dans le temps et les actifs de champ de pétrole auront de plus riches
informations) , mais que plus d'informations sont liées à cet
actif particulier. La connexité du champ C suggère donc
implicitement qu' on a plus de contrôle sur 1'actif, et
potentiellement moins de risque associé. Cette intuition peut être étayée par le fait que des champs parvenus à plus de maturité qui correspondent à la même catégorie ont déjà produit une grande part de leur pétrole extractible, impliquant que les inconnues sur ce qu'il reste à produire sont réduites.
En retournant à la figure 9, une fois qu'au moins une portion des actifs de champ de pétrole connus se voient attribuer une note empirique et/ou d'après l'analyse de graphe, le bloc 406 applique une rétropropagation pour attribuer un score à un ou plusieurs nœuds d'actifs additionnels. La rétropropagation est une technique d'intelligence artificielle/de formation de machine qui fait propager des erreurs à travers le réseau neuronal, et peut être utilisé dans ce mode de réalisation pour faire propager une incertitude sur des nœuds d'actifs inconnus d'après l'incertitude associée à des nœuds d'actifs connus. L'application d'une rétropropagation et d'autres techniques de formation de machine à un graphe de réseau peut être implémentée, par exemple, dans un module de formation de machine d'un système de traitement de données 10, et l'application de telles techniques à un graphe de réseau serait bien dans les capacités de l'homme du métier au bénéfice de la présente divulgation.
Une fois que les scores sont propagés vers les nœuds inconnus, le bloc 468 range ensuite les nœuds d'actifs en se basant sur les scores. Le rangement peut être utilisé, par exemple, pour identifier l'opportunité de procéder au développement et/ou à la production d'un nœud d'actifs, ou de comparer des projets potentiels différents à l'actif qui est le plus souhaitable de poursuivre. Les scores et rangements peuvent également être utilisés à d'autres fins, comme cela sera évoqué plus en détail ci-dessous.
En se tournant à présent vers la figure 10, cette figure illustre un exemple de routine 480 convenant pour générer des résultats pour un réseau dans le système de traitement de données 10. Dans le bloc 482, un ou plusieurs groupes de nœuds d'actifs peuvent être sélectionnés, par exemple, en se basant sur une entrée d'utilisateur, en se basant sur un filtre, ou en se basant sur une sélection automatique (par exemple, en sélectionnant uniquement les nœuds d'actifs inconnus, uniquement les nœuds d'actifs qui ne sont pas encore développés, uniquement les nœuds d'actifs à score attribué via une rétropropagation, etc.). Ensuite, dans le bloc 484, des listes rangées sont sorties pour chaque groupe de nœuds d'actifs, et dans certains modes de réalisation, des incertitudes pour chaque article de la liste aussi sont sorties. Par exemple, dans certains modes de réalisation, une liste rangée des actifs ayant la probabilité de succès la plus élevée peut être sortie, conjointement avec l'incertitude associée de chaque actif pour permettre à un décideur de déterminer l'incertitude relative d'un actif particulier sur la liste. La sortie de la liste peut être présentée sur un affichage d'ordinateur, et peut inclure une visualisation de tout ou partie du réseau (par exemple, de manière similaire à la figure 5 ou 6) , et peut inclure des représentations de données textuelles et/ou graphiques, dont des abaques et/ou des graphes. Une sortie peut également être de nature interactive et autoriser une sélection par utilisateur de nœuds, bords, ou autres utilisateur de faire un informations pour permettre à un zoom avant et de visualiser des 5 informations additionnelles à propos d'un actif.
De surcroît, comme illustré dans les blocs 486 à 490, une analyse par simulation peut être supportée, moyennant quoi on autorise un utilisateur à connecter et/ou déconnecter délibérément des nœuds d'actifs à divers nœuds d'attributs et/ou 10 d'entités afin de tenter d'augmenter le score de ce nœud d'actifs, ou dans certains cas, de décider d'avorter le projet associé à un nœud d'actifs tôt s'il ressort que pour rendre l'actif de champ de pétrole associé viable, les connexions à réaliser seraient trop coûteuses. Comme montré dans le bloc 486, 15 un utilisateur peut manipuler une visualisation affichée du réseau 4 00 en vue de modifier les connexions entre des nœuds d'actifs et des nœuds d'attributs et/ou d'entités. Par exemple, un utilisateur pourrait connecter un nœud d'actifs au nœud d'entités correspondant à une compagnie d'acquisition sismique 20 différente pour déterminer si l'utilisation de la compagnie d'acquisition sismique différente pourrait améliorer la probabilité de succès de l'actif de champ de pétrole associé. Ensuite, dans le bloc 488, des nœuds affectés par les modifications font l'objet d'une réattribution automatique de 25 score, de manière similaire à celle évoquée ci-dessus en relation avec la figure 9. Ensuite, dans le bloc 490, la ou les listes rangées de nœuds d'actifs, et toute autre visualisation de données générée comme évoqué ci-dessus dans le bloc 484, sont mis à jour, et comme illustré par les traits interrompus du 30 bloc 490 au bloc 486, ce processus peut se répéter autant de fois qu'un utilisateur le souhaite. En faisant cela, cela permet à un utilisateur de mettre à l'épreuve différents attributs et/ou entités pour voir si ces attributs et/ou entités sélectionnés affectent la probabilité de succès de divers actifs 35 de champs de pétrole.
En se tournant à présent vers la figure 11, il est important de noter que des réseaux, tels que le réseau 400 évoluent généralement dans le temps à mesure que les informations affluent. De surcroît, dans certains cas, le passé lui-même d'un réseau est un aspect évidemment important de l'analyse. La figure 11 illustre en particulier un exemple de routine 500 convenant pour mettre à jour un réseau tel que le réseau 400 dans le système de traitement de données 10. Dans le bloc 502, des mises à jour de réseau sont reçues en se basant soit sur des mises à jour manuelles soit sur des souscriptions de données, dans le bloc 504, des nœuds et/ou bords sont mis à jour pour incorporer les mises à jour de réseau, et dans le bloc 506, les nœuds affectés font l'objet d'une réattribution de score de manière similaire à celle décrite ci-dessus.
Par exemple, des mises à jour manuelles peuvent être réalisées sur des évènements connus, par exemple un retrait de géomodéliseur, une compagnie d'acquisition sismique fusionnée avec une autre compagnie, etc. De surcroît, à mesure que des données sont collectées concernant un développement et/ou une production effectifs d'un actif de champ de pétrole, les nouvelles données peuvent être ajoutées pour caractériser plus avant les nœuds d'actifs associés et réduire l'incertitude qui lui est associée. À mesure que des nouveaux projets sont ajoutés, de nouveaux nœuds d'actifs peuvent être créés et peuvent être peuplés automatiquement (par exemple, en se basant sur des relations gouvernant des réseaux neuronaux entre des différents nœuds, et qui peuvent évoluer d'après des connexions qui sont établies avec le reste du réseau (par exemple, des informations du style tectonique ; l'attribution du géomodéliseur ou d'un interpréteur sismique pour le projet, etc.)).
Des mises à jour peuvent également être basées sur des souscriptions de données à divers magasins de données, et une exploration de données et d'autres techniques de collecte de données peuvent être utilisées pour annuler et collecter des données générées à propos des actifs de champ de pétrole représentés dans un réseau. Une entrée manuelle de mises à jour de réseau peut donc être réduite pour des données qui peuvent être automatiquement collectées depuis d'autres sources de données.
De surcroît, la mise à jour de nœuds peut également inclure des informations historiques persistantes à propos de chaque nœud. Par exemple, lorsqu'un nœud est modifié, un identifiant de version pour le nœud peut être mis à jour et une nouvelle structure de données de nœud créée en se basant sur les modifications, et incluant en outre un lien à des versions antérieures de la structure de données de nœud pour le nœud. Dans d'autres modes de réalisation, un rapport peut être préservé pour chaque nœud pour traduire les modifications qui lui sont apportées de sorte qu'une version antérieure d'un nœud puisse être rétablie si on le souhaite. D'autres façons de maintenir différentes versions d'une structure de données peuvent également être appliquées dans d'autres modes de réalisation.
Bien que la description précédente ait été faite ici en référence à des moyens, matériaux, et modes de réalisation particuliers, elle n'est pas censée être limitée aux particularités divulguées ici. À titre d'exemple supplémentaire, des modes de réalisation peuvent être utilisés conjointement avec un système à main (c'est-à-dire, un téléphone, un bracelet ou un ordinateur monté sur l'avant-bras, une tablette, ou un autre dispositif à main), un système portable (c'est-à-dire, un ordinateur portatif, ou un système informatique portable), un système informatique fixe (par exemple, un ordinateur de bureau, un serveur, une grappe, ou un système informatique haute performance), ou à travers un réseau (c'est-à-dire, un système à base de nuage). En tant que tel, les modes de réalisation s'étendent à tous les structures, procédés, utilisations, produits de programme, et compositions fonctionnellement équivalentes. De surcroît, alors que des modes de réalisation particuliers ont été décrits, l'invention n'est pas censée leur être limitée, car il est entendu que l'invention est aussi large en portée que l'art le permet et que le mémoire est lu de la même façon. Il sera donc apprécié par l'homme du métier qu'encore d'autres modifications pourraient être apportées sans s'écarter de son esprit et de sa portée tels que revendiqués.

Claims (20)

  1. REVENDICATIONS
    1. Procédé d'évaluation de champ de pétrole implémenté par ordinateur, comprenant, à l'aide d'au moins un processeur :
    la construction d'un réseau comprenant une pluralité de nœuds interconnectés, une première portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'actifs représentant respectivement des actifs de champs de pétrole, une deuxième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds pétro-techniques représentant des attributs pétro-techniques de champ de pétrole, et une troisième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'entités représentant des entités associées au développement et/ou à la production de champs de pétrole, la pluralité de nœuds interconnectés étant interconnectés les uns aux autres par des bords pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétro-techniques et/ou entités ;
    la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une portion du réseau ;
    l'attribution d'un score au premier nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant au moins en partie sur l'analyse de graphe ;
    la rétropropagation du score du premier nœud d'actifs au réseau ; et l'attribution d'un score à un second nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant sur la rétropropagation.
  2. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel un premier nœud pétro-technique parmi les un ou plusieurs nœuds pétrotechniques représente un environnement tectonique, un style de champ sédimentaire stratigraphique, une profondeur de champ, un type de champ, une porosité, une position de contact huile-eau, une position de réservoir haut, une capacité d'étanchéité, une perméabilité, un volume d'hydrocarbures, un emplacement, une phase de développement, un âge géologique, des données de production comptabilisées, des failles, des séquences, des couches, un style de piège, une distance à la ligne côtière, en mer contre sur terre, un nombre de mailles géocellulaires, un nombre de cuvelages de simulation, ou des propriétés de réseau de fracture.
  3. 3. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la pluralité de nœuds interconnectés inclut en outre un ou plusieurs nœuds non-pétro-techniques représentant des attributs non-pétro-techniques de champ de pétrole.
  4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel un premier nœud non-pétro-technique parmi les un ou plusieurs nœuds nonpétro-techniques représente un attribut de réseau de surface, un fluide de forage, un type de plateforme, un nombre de navires ravitailleurs tournants, un nombre de champs qu'un géomodéliseur a élaborés, ou un outil physique et/ou logiciel utilisé en relation avec le développement et/ou la production, la distance à d'autres champs, la proximité d'un pipeline ou d'unités de traitement, ou la quantité d'articles publiés sur un champ donné
  5. 5. Procédé selon la revendication 1, dans lequel un premier nœud d'entités parmi les un ou plusieurs nœuds d'entités représente une organisation avec une participation en capitaux propres, une organisation d'acquisition sismique, une organisation de modélisation, une organisation d'interprétation, une organisation de simulation, un individu avec participation en capitaux propres, un individu d'acquisition sismique, un individu de modélisation, un individu d'interprétation, un individu de simulation, un emplacement géographique, une région géographique ou une entité géopolitique.
  6. 6. Procédé selon la revendication 1, dans lequel un premier nœud d'actifs parmi les un ou plusieurs nœuds d'actifs représente un champ de pétrole, une plateforme, un puits, ou une trajectoire de puits.
  7. 7. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la
    construction du réseau inclut : 1'ajout des un ou plusieurs nœuds d'actifs ; 1'ajout des un ou plusieurs nœuds pétro-techniques ; 1'aj out des un ou plusieurs nœuds d'entités ; et
    l'ajout de bords entre les un ou plusieurs nœuds d'actifs et les un ou plusieurs nœuds pétro-techniques et les un ou plusieurs nœuds d'entités pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétro-techniques et/ou entités communs.
  8. 8. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la construction du réseau inclut l'élaboration d'une structure de données incluant une pluralité de structures de données de nœud, chaque structure de données de nœud incluant un champ d'identifiant, un champ de score, un champ de coût, un champ de groupe et un champ remplaçable.
  9. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel chaque structure de données de nœud inclut en outre un champ de bords qui identifie un ou plusieurs bords.
  10. 10. Procédé selon la revendication 8, dans lequel chaque structure de données de nœud inclut en outre un champ de version qui conserve des informations historiques à propos de modifications apportées à un nœud associé.
  11. 11. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une portion du réseau inclut une centralité de groupe d'analyse, une centralité d'individu d'analyse, une cohésion d'analyse, une densité d'analyse, ou une intermédiarité d'analyse.
  12. 12. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'attribution du score au premier nœud d'actifs basée au moins en partie sur l'analyse de graphe inclut l'attribution du score basée en partie sur des liens entre le premier nœud d'actifs et d'autres nœuds d'actifs parmi la première portion de nœuds.
  13. 13. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'attribution d'un score à un troisième nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds basée sur des données empiriques.
  14. 14. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre l'attribution d'un score à un troisième nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds basée sur une entrée d'utilisateur.
  15. 15. Procédé selon la revendication 1, dans lequel la rétropropagation du score est réalisée par un module de formation de machine implémenté par ordinateur.
  16. 16. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre la mise à jour automatique d'un score du premier nœud d'actifs en réponse à l'ajout d'un nouveau bord au premier nœud d'actifs ou l'enlèvement d'un bord existant de celui-ci.
  17. 17. Procédé selon la revendication 16, dans lequel la mise à jour du score du premier nœud d'actifs est réalisée en réponse à une mise à jour de réseau générée d'après une souscription de données.
  18. 18. Procédé selon la revendication 16, dans lequel l'ajout du nouveau bord ou l'enlèvement du bord existant sont réalisés interactivement en réponse à une entrée d'utilisateur pendant une analyse par simulation.
  19. 19. Appareil, comprenant : au moins un processeur ; et un code de programme configuré, lors d'une exécution par le au moins un processeur, pour réaliser une évaluation de champ de pétrole par :
    la construction d'un réseau comprenant une pluralité de nœuds interconnectés, une première portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'actifs représentant respectivement des actifs de champs de pétrole, une deuxième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds pétro-techniques représentant des attributs pétro-techniques de champ de pétrole, et une troisième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'entités représentant des entités associées au développement et/ou à la production de champs de pétrole, la pluralité de nœuds interconnectés étant interconnectés les uns aux autres par des bords pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétro-techniques et/ou entités ;
    la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une portion du réseau ;
    l'attribution d'un score au premier nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant au moins en partie sur l'analyse de graphe ;
    la rétropropagation du score du premier nœud d'actifs au réseau ; et l'attribution d'un score à un second nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant sur la rétropropagation.
  20. 20. Produit de programme, comprenant : un support lisible par ordinateur ; et un code de programme stocké sur le support lisible par ordinateur et configuré, lors d'une exécution par au moins un processeur, pour réaliser une évaluation de champ de pétrole par :
    la construction d'un réseau comprenant une pluralité de nœuds interconnectés, une première portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'actifs représentant respectivement des actifs de champs de pétrole, une deuxième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds pétro-techniques représentant des attributs pétro-techniques de champ de pétrole, et une troisième portion de nœuds incluant un ou plusieurs nœuds d'entités représentant des entités associées au développement et/ou à la
    5 production de champs de pétrole, la pluralité de nœuds interconnectés étant interconnectés les uns aux autres par des bords pour relier des nœuds d'actifs en se basant sur des attributs pétro-techniques et/ou entités ;
    la réalisation d'une analyse de graphe sur au moins une 10 portion du réseau ;
    l'attribution d'un score au premier nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant au moins en partie sur l'analyse de graphe ;
    la rétropropagation du score du premier nœud d'actifs au 15 réseau ; et l'attribution d'un score à un second nœud d'actifs parmi la première portion de nœuds en se basant sur la rétropropagation.
    1/8
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* Cited by examiner, † Cited by third party
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