Exportation des méta données

Nous exportons, à l’heure actuelle, les métas données directement dans l’ontologie que nous utilisons pour définir les caractéristiques importantes de notre interprétation. Bien que ce format soit facilement échangeable il n’est pas pour autant optimal pour un échange de données au travers d’un grand réseau. Par exemple, le fichier peut se perdre, être altéré ou séparé des données.

Pour répondre à ce genre de problèmes et fournir de manière rapide et sécurisée les données associées à leurs métadonnées au travers d’un réseau, Laura Mastella propose dans un travail de thèse en voie d’achèvement à l’Ecole des Mines de Paris, d’utiliser une base de données ontologique pour stocker l’ensemble des données liées à l’exploration pétrolière [Mastella, 2009]..

De ce fait, des requêtes de type SQL peuvent être opérées en utilisant le vocabulaire et la structure définie dans les ontologies que la base représente. Il est ainsi aisé d’obtenir la donnée informée (ou « annotée » selon le vocabulaire utilisé par Laura Mastella) d’une manière sécurisée.

3.3.Réglage des paramètres

Le réglage des paramètres est d’une importance non négligeable pour une bonne interprétation. Comme il est très difficile de définir ces paramètres de manière optimale pour n’importe quelle image sismique, il pourrait être intéressant de déterminer ces valeurs par une méthode d’apprentissage.

Nous pourrions notamment nous inspirer des travaux réalisés dans OpenDtect par Meldhal (2000) où un réseau de neurones est entraîné sur un bloc sismique afin de déterminer les paramètres optimaux pour chaque calcul d’attribut sismique sélectionné par l’utilisateur. Il faudrait aussi se pencher sur les travaux réalisés en logique floue afin de pouvoir accorder un certain critère de confiance aux résultats des fusions. Une fusion étant basée sur une similarité entre 2 éléments, il s’agirait de pouvoir quantifier cette similarité. Par exemple, 2 réflecteurs auraient 100% de chances de faire partie du même horizon s’ils ont la même direction. Si leur direction varie de 5 degrés, ils n’auraient que 80% de chances de représenter le même horizon, de 10 degrés, ils n’auraient alors plus que 50% de chances, etc… Grâce à ce critère de confiance, la plateforme pourrait alors elle-même choisir de laisser la main à l’utilisateur pour interpréter un objet quand elle jugerait que son interprétation n’a pas assez de chances d’être valide.

3.4.Enrichissement de l’ontologie

3.4.1.Horizons

Dans les limites que nous avons précisées (horizons en position normale et pas trop inclinés ne correspondant ni à des surfaces d’érosion ni à des surfaces on lap), l’interprétation des horizons peut être jugée globalement satisfaisante. Les perspectives concernent principalement la possibilité de décrire leurs propriétés géologiques de manière plus précise afin de pouvoir déduire un plus grand nombre d’informations à partir de ces surfaces.

A notre avis, l’attribut qui manque le plus dans notre ontologie pour caractériser les horizons est leur type géologique qui peut être selon les cas parallèle, discordant, onlap ou discordant

+ onlap [Perrin, 1998]. Sans cet attribut, il ne nous est pas possible de définir correctement la

séquence sédimentaire dont fait partie l’horizon. En effet, une séquence sédimentaire est définie par un ensemble d’horizons parallèles et est délimitée par des surfaces discordantes en haut et en bas. De plus, savoir que des horizons sont de type onlap ou érosif pourrait nous pousser à les interpréter autrement. Ceci aurait notamment été très utile pour le cas de la BCU du bloc sismique Alwyn.

Afin de déterminer la valeur de cet attribut, nous pensons nous appuyer sur le type de chaque face composant un horizon comme il a été expliqué au chapitre 1, paragraphe 4.2.5.1.1. Chaque face, FTR et FTA, d’un horizon est caractérisée CONC ou DISC afin de définir le type géologique de ce dernier. Cet attribut de face serait calculé après fusion des réflecteurs en horizons en ayant pris soin d’avoir sauvegardé auparavant les configurations de type « fourche » éliminées pour cause de multi évaluations. En s’appuyant sur ces dernières et en ayant interprété désormais le bon horizon passant par cette fourche, nous pourrions affecter DISC à une des faces comme l’illustre la Face To Ancient de l’horizon B sur la figure 5.1.

Figure 5.1 : Caractérisation des faces d’un horizon.

Un autre attribut des horizons intéressant serait celui de la forme de l’horizon. En effet, cette dernière peut avoir des conséquences très fortes dans la constitution d’un piège pétrolier. Par exemple, un horizon de forme anticlinale est un piège pétrolier très courant. En plus de cela, la forme d’un horizon peut renseigner sur la présence d’objets particuliers. C’est le cas notamment des dômes de sel qui imposent une forme particulière aux horizons. Enfin, en présence de chenaux, si l’on arrive à détecter les horizons contenus dans ce dernier, ils suivront automatiquement la géométrie du chenal et auront donc sa forme caractéristique (allongée et méandriforme).

Une dernière caractéristique qui nous paraît importante est la description des trous contenus dans un horizon. En effet, ceux qui ne sont pas liés à une déconnection de faille peuvent fournir une indication importante relativement à la présence de certains objets géologiques. Un trou peut être, par exemple, lié au passage d’un chenal ou encore à la présence d’une cheminée (une fuite de gaz dans le sous sol). Nous avons notamment identifié un exemple de trou significatif dans le bloc Alwyn. L’accumulation d’hydrocarbures liquides dans la formation Brent change en effet les propriétés du milieu traversé par les ondes et donc modifie l’amplitude de réflexion dans cette zone. La figure 5.2 illustre à gauche les accumulations d’hydrocarbures théoriques sur le Top Brent et à droite notre interprétation de ce même Top Brent. On constate la présence d’un grand trou au centre de l’image de droite qui peut s’apparenter à l’accumulation d’hydrocarbure représentée en vert sur la figure de

Figure 5.2 : A gauche, l’image de référence décrivant les zones d’accumulation d’hydrocarbures (en vert et rouge) et à droite la surface interprétée correspondante avec ses trous.

3.4.2.Failles

Une des caractéristiques les plus importantes qui nous semble devoir être prise en considération pour l’interprétation des failles est la prise en compte des interruptions d’horizon. Une faille peut en effet déconnecter un horizon au point que les deux parties résultantes soient très éloignées l’une de l’autre. En l’absence d’un marqueur au puits ou d’un horizon lui-même déconnecté par cette même faille pouvant servir de surface d’appui, il ne sera pas possible de fusionner les réflecteurs situés des deux côtés de la faille en un seul horizon. Dans ce cas, les horizons associés à ces réflecteurs ne montreront aucune déconnection mais s’arrêteront tout simplement sur la faille.

Il se peut aussi qu’un des réflecteurs adjacents à la faille ne soit pas visible. Il peut avoir été déplacé par la faille en dehors de l’image sismique ou tout simplement souffrir de bruit à l’endroit où il a été déplacé (cf. Fig. 5.3)

Ces raisons nous amènent à penser qu’un des critères primordiaux de détection des failles qui pourrait être rajouté à l’ontologie est l’interruption d’horizons.

Figure 5.3 : Faille détectée par succession d’interruptions d’horizon dans le plan.

En outre, l’utilisation de successions de réflecteurs caractéristiques comme outil de base pour la détection de failles pourrait s’avérer plus intéressante que l’utilisation de réflecteurs indépendants les uns des autres. Géologiquement, la déconnection d’une telle succession d’horizons nous paraît être en effet bien plus représentative du passage d’une faille que des successions de déconnexions d’horizons individuels.

Une approche possible consisterait alors à prendre en considération au lieu de réflecteurs uniques des successions caractéristiques de réflecteurs susceptibles de correspondre à des piles sédimentaires, c'est-à-dire à des successions d’horizons parallèles les uns aux autres. Le problème serait alors de définir ces successions caractéristiques, ce qui pourrait être fait soit par l’utilisateur soit éventuellement par le système en prenant notamment en compte les réflecteurs ayant les plus fortes intensités ainsi que leurs différentes largeurs et leurs espacements. La définition de l’intérieur d’une pile sédimentaire pourrait être de type « code barre », chaque réflecteur étant décrit par son épaisseur et son amplitude comme l’illustre la figure 5.4. L’approche pourrait se révéler particulièrement intéressante pour confirmer la présence de failles signalées par un nombre restreint de déconnections d’horizons individuels.

Figure 5.4 : Définition de piles sédimentaires.