Brevet FR2836227A1 — publié le 20030822

La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux pour évaluer la perméabilité absolue d'une zone d'un réservoir souterrain d'hydrocarbures à partir d'échantillons de roche prélevés dans cette zone tels que des fragments obtenus lors d'opérations de forage de puits. Le contexte pétrolier actuel conduit les opérateurs à s'intéresser à de nouvelles zones ( offshore profond) mais aussi à de nouveaux types de gisements (structures marginales situées à proximité d'installations de surface existantes). Compte tenu des coûts de forage liés à l'environnement difficile de ces nouvelles découvertes ou à la taille limitée de certaines structures, les opérateurs ne peuvent plus se permettre de forer des puits d'appréciation complémentaires sans risquer de compromettre la viabilité économique du projet. La stratégie de développement fixée avant le démarrage de l'exploitation est donc moins stricte de façon à pouvoir s'adapter"en temps réel" à la nature des informations collectées par le forage des puits de production. On parle de développement appréciatif. Les mesures pétrophysiques jouent un rôle clé dans l'appréciation de la qualité d'un réservoir. Néanmoins, les délais associés à ce type de mesures sont souvent très longs et donc incompatibles avec la réactivité nécessaire à la réussite des développements appréciatifs. De nouveaux moyens d'évaluation plus rapides et moins coûteux sont donc recherchés comme support à la prise de décision. Les débris de forage ( cuttings ) remontés par la boue, font depuis longtemps l'objet d'examens sur sites. lis sont réalisés par les équipes chargés de l'analyse des boues (dites de Mud Logging ) et servent essentiellement à compléter la description des couches géologiques traversées au cours du forage réalisée à partir de diagraphies. ETAT DE LA TECHNIQUE Des travaux ont déjà été réalisés pour essayer d'évaluer des propriétés pétrophysiques à partir de fragments de forage. On a mesuré par exemple les propriétés acoustiques relativement à des ondes S et P. Différents paramètres ont également été étudiés tels que la dureté et la déformation des fragments de roche ou leur porosité et perméabilité. Suivant une première méthode connue pour réaliser la mesure de perméabilité, le morceau de roche est préalablement enrobé dans de la résine. On découpe une tranche de faible épaisseur dans la roche enrobée et on la place dans une cellule de mesure. Elle comporte des moyens pour y injecter un fluide sous pression à débit contrôlé et des moyens de mesure de la perte de charge créée par l'échantillon. Comme la résine est imperméable, la perméabilité absolue est déduite de l'équation de Darcy en tenant compte de la surface réelle occupée par les fragments de roche. Cette méthode est décrite par exemple par : - Santarelli F. J., et al ; Formation évaluation from logging on cuttings > > , SPERE, June 1998 ; ou - Marsala A. F., et al ; Transient Method Implemented under Unsteady State Conditions for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings > > SPE/ISRM n 47202, Trondheim, 8-10 July 1998. Ce type de mesure ne s'obtient qu'en laboratoire après de longues opérations de conditionnement des fragments. Une autre méthode connue repose sur une mesure RMN (Résonance Magnétique Nucléaire) qui est faite directement sur les fragments de forage après un lavage préalable suivi d'une saturation en saumure. Ce type de mesure fournit une valeur directement exploitable de la porosité. La perméabilité K est déterminée par l'intermédiaire de corrélations de même nature que celles utilisées dans le cadre des diagraphies RMN. On trouve une illustration de cette méthode dans le document suivant : - Nigh E., et al ; P-KTM : Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n'l, Dec 1984. Par la demande de brevet européen EP 1 167 948, on connaît un système pour évaluer des paramètres physiques tels que leur perméabilité absolue de roches poreuses d'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans cette zone tels que des fragments rocheux remontés dans la boue d'un forage. Après immersion des fragments dans un fluide visqueux contenu dans une enceinte, on injecte du fluide sous une pression croissante avec le temps, jusqu'à un seuil de pression définie, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche. Cette phase d'injection est suivie d'une phase de relaxation avec arrêt de l'injection. La variation de pression durant ces deux phases successives est enregistrée. L'évolution de la pression durant le processus d'injection ayant été modélisée à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments, le calculateur les ajuste itérativement pour faire coïncider au mieux la courbe de pression modélisée avec la courbe de pression réellement mesurée LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVENTION La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité de roches d'une zone d'un gisement souterrain à partir de fragments de roche (des fragments de forage par exemple) prélevés dans cette zone. Elle comporte l'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement, dans un fluide visqueux, une étape de mise en communication de l'enceinte avec du fluide visqueux sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments, et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte. Suivant une premier mode de mise en oeuvre, la méthode est caractérisée en ce que : - l'étape de mise en communication comporte une brève période de mise en communication de l'enceinte avec un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, - l'étape de mesure de la grandeur comporte la mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes, et - l'étape de modélisation porte sur la modélisation de l'évolution de la pression, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments. Suivant un deuxième mode de mise en oeuvre, la méthode est caractérisée en ce que : - l'étape de mise en communication comporte également une mise en communication de l'enceinte avec un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, - l'étape de mesure de la grandeur comporte la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps, et - l'étape de modélisation porte sur la modélisation de l'évolution du volume de fluide injecté, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche. Selon les cas, on peut charger la cellule de confinement soit directement avec des fragments de forage envahis de fluides de forage, soit avec des fragments de forage préalablement nettoyés. Le dispositif selon l'invention permet d'évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité de roches d'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans cette zone. Il comporte une enceinte de confinement pour des fragments de roche poreuse, des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte des moyens pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement pour modéliser l'évolution de la dite grandeur physique à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte. Il est caractérisé en ce qu'il comporte un récipient (une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie) contenant du fluide sous une pression déterminée et des moyens commandés par le système de traitement, pour contrôler sa mise en communication avec l'enceinte contenant les fragments de roche. Suivant un premier mode de réalisation, le dispositif comporte des moyens de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement étant adapté à modéliser l'évolution de la pression à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression dans l'enceinte. Suivant un deuxième mode de réalisation, le dispositif comporte des moyens (tels qu'un débitmètre ou un capteur différentiel de pression) de mesure de l'évolution du volume d'huile injecté dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement étant adapté à modéliser l'évolution du volume injecté à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume de fluide dans l'enceinte. La méthode se révèle satisfaisante pour des roches de perméabilités très différentes allant de quelques dixièmes de milliDarcy à quelques Darcy. Par ailleurs, on obtient une estimation satisfaisante de la porosité. Compte tenu de la faible place occupée par le dispositif, de la facilité de mise en oeuvre mais aussi de la rapidité avec laquelle il est possible de réaliser les mesures et le calage entre les données théoriques et les données expérimentales, la méthode se prête particulièrement bien aux conditions de chantier. Il est donc tout à fait possible d'envisager une mesure et une interprétation directement sur site dans un délai très court, sans commune mesure par conséquent avec ceux qui sont nécessaires pour obtenir des résultats équivalents par les méthodes de laboratoire. Cela ouvre des perspectives importantes au niveau de la caractérisation puisque l'on peut tirer partie de cette nouvelle source d'information comme support à l'interprétation des diagraphies électriques et affiner l'évaluation d'un puits en terme de potentiel de production PRESENTATION SOMMAIRE DES FIGURES D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisation, en se référant aux dessins annexés où : - la Fig. 1 montre schématiquement le dispositif ; - la Fig. 2 montre schématiquement la structure d'un fragments ou particule de roche poreuse dans lequel on modélise les effets de l'injection d'un fluide à forte viscosité tel que de l'huile ; - les Fig. 3a à 3c montrent schématiquement les courbes de variation de la pression régnant dans la cellule du dispositif de la Fig. 1, durant les phases d'injection et de relaxation, pour quatre roches différentes avec la procédure expérimentale 1 ; - la Fig. 4 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues pour plusieurs types de roche, par une méthode classique de mesure sur carottes et par la méthode selon l'invention (procédure 1) ; - les Fig. 5a à 5d montrent pour les quatre roches précédentes, la précision que l'on obtient dans l'ajustement des courbes de pression modélisées par rapport aux courbes expérimentales dans le cas où l'on opère suivant une première procédure qui sera décrite plus loin ; - la Fig. 6 montre des évolutions expérimentales de pression dans le cadre d'une deuxième procédure ; - les Fig. 7a et b montrent deux exemples d'ajustement des courbes expérimentales dans le cadre de la deuxième procédure ; - la Fig. 8 montre des évolutions expérimentales du volume d'huile injecté dans l'enceinte des cuttings, dans le cadre d'une troisième procédure ; - les Fig. 9a et b montrent deux exemples d'ajustement des courbes expérimentales dans le cadre de la troisième procédure ; - la Fig. 10 montre le bon accord entre les perméabilités obtenues suivant la troisième procédure, avec des mesures réalisées sur carottes ; et - la Fig. 11 met en évidence le bon accord obtenu au niveau de l'estimation de la porosité des fragments de roche testés. DESCRIPTION DETAILLEE Comme on l'a vu, la détermination de paramètres physiques de roches tels que leur perméabilité absolue par exemple, comporte essentiellement trois étapes : 1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales des variations de pression (procédures 1 et 2) ou d'évolution de volume injecté (procédure 3) à partir des fragments de forage, donnant lieu à des courbes expérimentales ; It) une étape de modélisation des phénomènes physiques intervenant au sein des fragments de forage durant le même cycle opératoire, pour des valeurs arbitraires de paramètres physiques recherchés (perméabilité K et porosité ) intervenant dans le modèle, permettant d'établir des courbes théoriques analogues ; et ttt) une étape d'ajustement ou de calage où l'on détermine les valeurs à donner aux paramètres physiques intervenant dans le modèle pour que les courbes expérimentales et théorique s'ajustent au mieux. 1) Acquisition des mesures La première étape est réalisée au moyen d'un dispositif tel que celui schématisé en Fig. 1. Il comporte une cellule de confinement 1 dans laquelle sont initialement introduits les fragments de forage. Une pompe à eau à débit constant 2 communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir tampon 4 contenant de l'huile présentant une forte viscosité. L'extrémité opposée du réservoir tampon 4 communique par une vanne V6 avec une ligne L 1. Une première extrémité de la cellule de confinement 1 communique avec la ligne L 1 par l'intermédiaire de deux vannes V1, V2 et avec une ligne de purge L2 par l'intermédiaire de la vanne V1 et d'une vanne de purge V3. L'extrémité opposée de la cellule de confinement 1 communique par le biais d'une vanne d'isolement V5 avec un séparateur 6. Un manomètre 7 est connecté à la sortie de la cellule 1. Les variations de pression mesurées par le manomètre 7, sont acquises par un processeur 8 tel qu'un micro-ordinateur. La vanne V2 est pilotée directement par le processeur 8. La ligne L 1 communique également par l'intermédiaire d'une vanne V7 avec une bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse mise sous une pression déterminée par un chapeau de gaz sous pression. Un débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 est placé si nécessaire sur la ligne L 1 entre la cellule 1 et la bouteille 9 pour mesurer le débit de fluide injecté. On peut aussi utiliser des fragments disponibles après nettoyage d'où tous les fluides ont été préalablement chassés. Dans le cas où l'on charge la cellule de confinement 1 avec des fragments nettoyés, on injecte en ouvrant une vanne V4, de l'hélium provenant d'une bouteille 5, de façon à chasser l'air de la cellule. On remplit ensuite la cellule 1 avec une huile de forte viscosité par l'intermédiaire de la pompe. L'huile occupe l'espace libre entre les fragments de forage et elle pénètre aussi par imbibition spontanée à l'intérieur de la roche. 1/se produit un dégazage dont l'intensité et la durée dépend de la nature de la roche (principalement la porosité). Ce dégazage n'affecte qu'une partie du gaz. Un certain volume résiduel reste piégé dans les fragments de forage sous forme d'amas déconnectés. Trois procédures sont possibles pour conduire la phase expérimentale : Procédure 1 Comme elle a déjà été décrite en détail dans la demande de brevet européen déjà citée, la procédure 1 consiste essentiellement à injecter à débit constant de l'huile provenant du réservoir tampon 4 en augmentant graduellement la pression d'injection au moyen de la pompe 2 (partie C1 de la courbe de pression). On mesure la quantité d'huile qui pénètre dans les pores de la roche au fur et à mesure que le gaz résiduel piégé dans les pores est comprimé. Lorsque la pression atteint un certain seuil fixé PMI on arrête l'injection d'huile. On assiste alors à une relaxation. Les fluides tendent à se rééquilibrer dans les fragments de forage et l'on observe une lente remise en équilibre de la pression (partie C2 de la courbe de pression : Fig. 3). Procédure 2 La deuxième procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant les fragments de roche C en communication avec la bouteille tampon 9 contenant de l'huile visqueuse sous pression en ouvrant la vanne V2 pilotée par l'ordinateur de contrôle 8. Initialement, la vanne est fermée. Du côté de la bouteille tampon 9, la pression est égale à Pmax tandis que du côté de la cellule 1, la pression est égale à la pression ambiante. La vanne V2 pilotée par le processeur 8 est alors ouverte durant quelques dixièmes de seconde pour augmenter rapidement la pression de la cellule 1 jusqu'à la pression Pmax puis cette vanne est refermée et on observe une relaxation de la pression qui correspond dans ce cas aussi à une remise à l'équilibre de la pression dans les fragments de roche (Fig. 6). Par rapport à la procédure 1, on minimise le temps de montée de la pression ce qui augmente la sensibilité du système en terme de détection de la perméabilité. Par contre, cette procédure est moins précise en terme de bilan volumétrique (huile injectée) comparée à l'injection à débit constant. Procédure 3 Par rapport aux deux procédures précédentes pour lesquelles on distinguait une période d'injection et une période de relaxation, celle-ci ne comporte qu'une seule phase (injection). La préparation de l'expérience est exactement la même que dans le cadre de la procédure 2. On rajoute le débitmètre ou un capteur de pression différentielle 10 sur la ligne de liaison entre la cellule 1 et la bouteille tampon 9 (Fig. 1). Initialement, on se trouve dans les même conditions que pour la procédure 2, (le débitmètre ou le capteur de pression différentielle sont initialement en pression). On ouvre alors simplement la vanne V2 et on enregistre l'évolution du débit ou de la pression différentielle au cours du temps. Dans le cadre de l'utilisation du capteur différentiel, on se sert d'une courbe d'étalonnage préalablement mesurée par l'intermédiaire de la pompe 2 qui donne la relation entre le débit d'huile visqueuse et la pression différentielle. Cette permet alors de convertir les mesures expérimentales de pression différentielle et déduire l'évolution du volume d'huile injecté au cours du temps. L'évolution du volume injecté s'obtient directement si un débitmètre est utilisé. Par rapport aux procédures précédentes, cette approche permet de simplifier le déroulement de l'expérience tout en gardant un bon contrôle du volume injecté ce qui facilite l'acquisition des mesures et l'interprétation des résultats avec le simulateur. D'autre part, comme la partie parasite du gaz piégé hors des fragments ou cuttings C (espace inter-cuttings et compressibilité du système) est comprimée pendant les premiers instants de l'expérience, on observe une sorte de décorrélation naturelle du signal qui permet d'explorer, à taille égale, des plages de perméabilité beaucoup plus importantes par rapport aux autres méthodes mais aussi de mieux mesurer le volume de gaz effectivement piégé dans les cuttings. Les Fig. 3a à 3d montrent des exemples d'évolution du signal de pression observé pour des fragments de quatre roches différentes pour un débit de 480 cc/h (procédure 1). Quelle que soit la roche considérée, on observe la même évolution générale de la pression. On note une montée progressive pendant la phase d'injection à mesure que le gaz résiduel se comprime. Le temps requis pour augmenter la pression de 5 bars varie suivant les roches de 15 à 40 secondes selon le volume initial de gaz piégé. Dès que l'injection est stoppée, la pression diminue. Si cette diminution est significative pour les roches 1 et 2, elle reste plus modérée pour les roches 3 et 4. Aux temps longs, on observe une stabilisation graduelle du signal. La Fig. 6 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 2. Comme dans le cadre de la procédure 1, on observe des variations significatives des courbes de relaxation suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roche est faible et plus on observe une relaxation de pression marquée. La Fig. 8 montre des exemples d'évolution de la pression dans le cadre de la procédure 3. On observe des variations significatives des courbes de remplissage suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roches est faible et plus on observe une cinétique de remplissage lente. Plus la porosité des roches est forte et plus le volume d'huile injecté cumulé est important. H) Modélisation Le but de cette modélisation est d'obtenir une estimation de la perméabilité K à partir des mesures de pression ou du volume d'huile injecté. On considère que les fragments de forage sont de taille homogène et de forme sphérique et que le gaz est supposé parfait. La perte de charge visqueuse du gaz est négligée par rapport à celle de l'huile compte tenu de l'écart entre les viscosités. Le gaz résiduel piégé dans les fragments de roche après l'imbibition spontanée de l'huile se présente sous forme d'amas déconnectés répartis de manière homogène. On considère aussi que la pression capillaire est négligeable. Compte tenu de la forme sphérique des fragments, on va raisonner sur une calotte d'épaisseur dr (Fig. 2). et calculer l'évolution de la pression à la frontière de la particule de roche lorsqu'un débit d'huile q est injecté. On considère que les N particules de roche se partagent le débit total Q du fluide injecté de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q = Q. La loi des gaz N parfaits permet de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la p pression P : Sg = S 0 Po (Po est la pression de l'huile). Dans la calotte, on fait un g g p bilan matière sur l'huile. L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce qui sort. De là, on déduit : p Comme = (1- S gO PO), on en déduit que : P - KV--griidp Comme par ailleurs, = p^ 0 et que la pression capillaire peut être considérée comme négligeable ce qui fait donc que Po = Pgaz = P, l'équation précédente s'écrit : c. Il en résulte que K p2 at On obtient donc la forme classique d'une équation de type diffusion avec toutefois un terme en 1/p2 facteur de l'accumulation qui provient de la nature compressible du gaz. JLÂf En coordonnées sphériques, le Laplacien est égal à . 2 '. Finatement, r Dr ar l'équation à résoudre s'écrit : / avec a (2) K Lors de sa mise en place, l'huile chasse l'air dans l'espace libre entre les fragments de forage et pénètre dans la roche par imbibition spontanée. Malgré certaines précautions, il est possible qu'il reste un certain volume de gaz retenu à l'extérieur du fait de la forme non régulière des fragments de forage. Ce volume piégé (Vp) joue un rôle direct sur la forme générale de la réponse en pression et doit être pris en compte dans la résolution. Il faut tenir compte également d'une certaine compressibilité due au dispositif expérimental. Elle provient aussi bien de la cellule, des lignes que des propriétés de l'huile. La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar'. Comme l'huile utilisée est saturée en gaz à pression atmosphérique, des phénomènes de dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours de la mesure. Ces aspects sont pris en compte en introduisant un paramètre de diffusion traduisant les échanges de molécules au niveau des interfaces gaz/huile. L'équation de diffusion est résolue par la méthode des différences finies avec un schéma explicite et en s'imposant les conditions aux limites en temps P (r, O) =Patm et en espace P (R, t) =Pet- (0, ) =0. Lorsque)'on simu) e des expériences à ar pression imposée, la pression Pext est connue et l'équation se résout de manière explicite. Lorsque l'on simule des expériences à débit imposé, la valeur de Pext est calculée par l'intermédiaire d'une boucle de convergence dont le test repose sur une comparaison entre la saturation de gaz restant dans la particule de roche et la valeur obtenue par bilan volumique à partir de la quantité d'huile injectée. La résolution de l'équation de diffusion durant la période de relaxation (procédures 1 et 2) est identique et repose sur la même boucle de convergence. Seule la condition de test change puisque l'arrêt de l'injection entraîne un maintien du volume de gaz dans la particule de roche. III) Ajustement du modèle aux résultats expérimentaux Le modèle est implémenté dans un calculateur tel que l'ordinateur 8 (cf. Fig. 1) sous la forme d'un logiciel et inséré dans une boucle d'optimisation itérative. On fait tourner le modèle avec des valeurs de perméabilité K et de porosité choisies a priori, on compare la courbe de pression simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K et de porosité dans le modèle, on trouve celle (s) qui permettent d'ajuster au mieux les courbes théorique et expérimentale. Comme c'est le produit Les Fig. 5a à 5d montrent le bon accord que l'on obtient rapidement par itérations successives, entre les courbes théorique et expérimentale pour quatre fragments de roche testés par l'intermédiaire de la procédure 1. Comme le montre aussi la Fig. 4, les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes. Les Fig. 7a et b montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 2. Les Fig. 9a et b montrent deux exemples d'ajustement par itérations successives sur des résultats expérimentaux utilisant la procédure 3. Dans tous les cas, on note un très bon accord entre les simulations et les résultats expérimentaux. Les résultats obtenus par application de la méthode sont tout à fait comparables avec ceux obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes comme le montrent la Fig. 4 (procédure 1) et la Fig. 10 (procédure 3). Par ailleurs, la Fig. 11 montre que l'on obtient aussi une estimation satisfaisante de la porosité des roches testées. La programmation de cette modélisation au sein d'un code, permet de caler les expériences par essais et erreurs et donc de déduire la valeur correspondante de K et de donner une estimation correcte de la porosité. REVENDICATIONS 1) Méthode pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité de roches d'une zone d'un gisement souterrain à partir de fragments de roche (F) prélevés dans cette zone, comportant l'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un fluide visqueux, une étape de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que : - l'étape de mise en communication comporte une brève période de mise en communication de l'enceinte avec un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, - l'étape de mesure de la grandeur comporte la mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes, et - l'étape de modélisation porte sur la modélisation de l'évolution de la pression, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments. 2) Méthode pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité de roches d'une zone d'un gisement souterrain à partir de fragments de roche (F) prélevés dans cette zone, comportant l'immersion de fragments dans un fluide visqueux contenus dans une enceinte de confinement (1), une étape de mise en communication de l'enceinte contenant les fragments avec une source de fluide sous pression, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure d'une grandeur indicative de l'évolution de l'absorption de fluide par la roche, une modélisation de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments (F), et une étape d'ajustement itératif des valeurs des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du paramètre physique dans l'enceinte, caractérisée en ce que : - l'étape de mise en communication comporte également une mise en communication de l'enceinte avec un récipient contenant du fluide sous une pression déterminée, de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, - l'étape de mesure de la grandeur comporte la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps, et - l'étape de modélisation porte sur la modélisation de l'évolution du volume de fluide injecté, à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments. 3) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de forage envahis de fluides de forage. 4) Méthode selon la revendication 1 ou 2, caractérisée en ce que l'on charge la cellule de confinement avec des fragments de forage préalablement nettoyés. 5) Dispositif pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité de roches d'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche prélevés dans cette zone, comportant une enceinte de confinement (1) pour des fragments de roche poreuse (F), des moyens d'injection d'un fluide visqueux dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase d'injection de fluide dans l'enceinte, des moyens (7,10) pour la mesure de l'évolution d'une grandeur physique dans l'enceinte et un système de traitement (8) pour modéliser l'évolution de la dite grandeur physique à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et pour ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la grandeur physique s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la dite grandeur dans l'enceinte, caractérisé en ce qu'il comporte un récipient (9) contenant du fluide sous une pression déterminée et des moyens (V2) commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication du récipient (9) avec l'enceinte (1) contenant les fragments de roche. 6) Dispositif selon la revendication 5, caractérisé en ce que le dit récipient (9) est une bouteille tampon contenant de l'huile visqueuse et un chapeau de gaz sous une pression prédéfinie. 7) Dispositif selon la revendication 5 ou 6, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (7) de mesure de l'évolution de la pression dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (8) étant adapté à modéliser l'évolution de la pression à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée de la pression s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée de la pression dans l'enceinte. 8) Dispositif selon la revendication 5 ou 6, caractérisé en ce qu'il comporte des moyens (10) de mesure de l'évolution du volume d'huile injecté dans l'enceinte, en fonction du temps, le système de traitement (9) étant adapté à modéliser l'évolution du volume injecté à partir de valeurs initiales choisies pour les paramètres physiques des fragments de roche, et à ajuster itérativement les valeurs à donner à ces paramètres physiques pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume de fluide dans l'enceinte. 9) Dispositif selon la revendication 8, caractérisé en ce que les moyens (10) pour la mesure de l'évolution du volume de fluide injecté comportent un débitmètre ou capteur différentiel de pression (10).