Brevet FR2853071A1 — publié le 20041001

La présente invention concerne une méthode et des dispositifs expérimentaux pour évaluer, avec le même appareillage et dans le même temps, la porosité et la perméabilité absolue de tout milieu plus ou moins poreux, naturel ou artificiel fragmenté, à partir d'échantillons de roche prélevés dans ce milieu. l peut s'agir par exemple de roches d'une zone d'un gisement souterrain de fluides (gisement hydrocarbures, aquifère, etc.), ou éventuellement 10 de roches à très faible perméabilité comme des argiles ou des schistes. 1 s'agit par exemple de fragments obtenus lors d'opérations de forage de puits: déblais de forage ou obtenus par concassage d'échantillons plus gros: carottes ou carottes latérales prélevées dans un puits. Le contexte pétrolier actuel conduit les opérateurs à s'intéresser à de nouvelles zones 15 (" 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 20 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 25 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. Ils 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 5 partir de fragments de forage. On a mesuré par exemple les propriétés acoustiques relativement à des ondes S et P (cisaillement et compression). 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 10 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 15 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 ai; " Transient Method Implemented under Unsteady State Conditions 20 for Low and Very Low Permeability Measurements on Cuttings "; SPE/ISRM n047202, 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 25 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-KT: Wellsite Determination of Porosity and Permeability Using Drilling Cuttings", CWLS Journal, Vol 13, n'l, Dec 1984. Par la demande de brevet EP 1 167 948 et les demandes de brevet FR 02/02. 242 et 5 03/00.429 du demandeur, on connaît plusieurs systèmes 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. Elle comporte une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement dans un fluide visqueux et de mise 10 sous pression de l'enceinte contenant les fragments suivant plusieurs modes de mise en oeuvre de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche: Suivant un mode de mise en oeuvre, on injecte du fluide sous une pression croissante avec le temps, jusqu'à un seuil de pression défini, 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 15 l'injection. La variation de pression durant ces deux phases successives est enregistrée. Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'enceinte contenant les fragments est mise en communication avec un récipient contenant du fluide visqueux sous une pression déterminée. L'étape de mise en communication étant brève, on obtient une rapide augmentation de la pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores 20 de la roche suivie d'une période de relaxation après isolement de l'enceinte, et l'on mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. Suivant un autre mode de mise en oeuvre, l'enceinte contenant les fragments est mise en communication avec un récipient contenant du fluide visqueux sous une pression déterminée et constante de façon à provoquer une augmentation rapide et prolongée de la 25 pression dans l'enceinte et une compression du gaz piégé dans les pores de la roche, et l'on mesure l'évolution du volume de fluide injecté en fonction du temps. Quel que soit le mode opératoire, l'évolution de la pression ou du volume de fluide injecté 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 ou de volume modélisée avec la courbe de pression ou de volume réellement mesurée. LA METHODE ET LE DISPOSITIF SELON L'INVENTION La méthode selon l'invention a pour objet d'évaluer, avec le même appareillage, des 5 paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté, à partir de fragments de roche prélevés dans ce milieu. Elle comporte une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement dans un liquide (plus ou moins visqueux) et de mise en communication intermittente de l'enceinte contenant les fragments avec une source de liquide sous pression comprenant un 10 accumulateur contenant un volume élastique de liquide, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure du volume de liquide injecté, une étape de modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori au moins pour la perméabilité et la saturation en gaz résiduelle, et une étape d'ajustement itératif de la valeur des paramètres physiques des fragments de 15 roche pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume injecté dans l'enceinte. La méthode se distingue en ce que dans l'étape d'immersion dans le liquide des fragments contenus dans l'enceinte de confinement, on mesure le volume de liquide injecté par la mesure de la variation concomitante de pression régnant dans le dit accumulateur. L'étape de modélisation peut être réalisée à partir de valeurs initiales choisies a priori également pour la porosité. Elle peut également comporter une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des dits fragments, avec une mesure du volume 25 enveloppe et de la masse des fragments pour en déduire la porosité et la densité des fragments de roche. Dans ce cas, l'étape de modélisation comprend une modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori pour la perméabilité et la saturation en gaz résiduelle, et également la valeur mesurée au préalable pour la porosité. Suivant un mode de mise en oeuvre, l'étape de mise en communication de l'enceinte avec l'accumulateur est effectuée 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, et elle comporte une mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours de ces deux phases successives. On peut charger la cellule de confinement par exemple avec des déblais de forage, des 5 fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits, avec des fragments de roche envahis de fluides de forage, avec des fragments de roche préalablement nettoyés, etc. Le dispositif selon l'invention permet d'évaluer des paramètres physiques tels que la 10 perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments prélevés dans ce milieu, comportant un système de traitement, une enceinte de confinement pour les fragments, un ensemble d'injection d'un liquide dans l'enceinte pour remplir l'enceinte contenant les fragments de roche, dans un premier temps, et pour réaliser un cycle comprenant une phase 15 d'injection de liquide dans l'enceinte, cet ensemble comprenant un accumulateur contenant un volume élastique de liquide et des moyens commandés par le système de traitement pour contrôler la mise en communication de l'accumulateur avec l'enceinte contenant les fragments de roche. Des moyens sont utilisés pour la mesure de la pression dans l'enceinte. Le système de traitement est adapté à modéliser l'évolution du volume de liquide injecté à 20 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. Le dispositif est caractérisé en ce qu'il comporte des moyens de mesure des variations de 25 pression dans l'accumulateur et en ce que le système de traitement est adapté à calculer le volume de liquide injecté dans l'enceinte provenant de l'accumulateur, à partir de la variation de pression relevée par les moyens de mesure de pression. Le dispositif comporte par exemple un réservoir de gaz pouvant être mis en communication avec l'enceinte par l'intermédiaire d'une vanne, un appareil de mesure de 30 l'enveloppe de volume ( tel qu'un pycnomètre à poudre par exemple) pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen de mesure de la masse des fragments. Le volume élastique de liquide est par exemple délimité dans l'accumulateur soit par un volume de gaz, auquel cas, la relation est obtenue en appliquant la loi des gaz parfaits, soit par une membrane élastique ou tout autre élément mobile, auquel cas la relation est obtenue par calibrage préalable des déformations ou déplacements. La méthode se révèle satisfaisante pour des roches très variées sur une large gamme de perméabilité et de porosité. Elle se révèle très précise du fait que la mesure du volume de liquide injecté n'est pas obtenue directement comme dans les demandes de brevet précitées mais indirectement par la mesure des variations de la pression dans l'accumulateur, ce que l'on sait faire simplement avec une grande précision. 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 15 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 pétrophysique dans le domaine pétrolier et hydrologique: évaluation de la perméabilité, porosité, densité de roche, etc. puisque l'on peut tirer partie de cette nouvelle source d'information comme support à l'interprétation des diagraphies 20 électriques et affiner l'évaluation d'un puits en terme de potentiel de production. Cela ouvre aussi des perspectives importantes au niveau de la caractérisation pétrophysique de tout autre milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté. PRESENTATION SOMMAIRE DES FIGURES D'autres caractéristiques et avantages de la méthode et du dispositif selon l'invention, 25 apparaîtront à la lecture de la description ciaprès d'exemples non limitatifs de réalisation, en se référant aux dessins annexés o: - 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 liquide à forte viscosité 30 tel que de l'huile; - les Fig. 3A et 3B montrent une évolution de pression mesurée au cours d'un test avec l'évolution du volume de liquide injecté en fonction du temps correspondante calculée à partir de la loi des gaz parfaits; - les Fig.4A à 4C montrent schématiquement les courbes de volume de liquide injecté en 5 fonction du temps obtenues à partir de l'évolution de pression dans la cellule du dispositif de la Fig. 1, pour trois roches différentes; - la Fig.5 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; - les Fig.6A à 6C montrent pour les trois roches précédentes, la précision que l'on obtient dans l'ajustement des courbes de volume injecté modélisées par rapport aux courbes expérimentales; - la Fig.7 met en évidence le bon accord que l'on obtient entre les valeurs de la porosité ( DESCRIPTION DETAILLEE Le dispositif tel que schématisé en Fig.1, comporte une cellule de confinement 1 dans laquelle sont initialement introduits les fragments de forage. Un système d'injection 2 communique par une canalisation 3 avec la base d'un réservoir tampon 4 contenant un liquide plus ou moins visqueux adapté à la perméabilité à mesurer, tel que de l'huile. 25 L'extrémité opposée du réservoir tampon 4 communique par une vanne V6 avec une ligne LI. Une première extrémité de la cellule de confinement 1 communique avec la ligne Ll par l'intermédiaire de deux vannes VI, V2. 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 LI communique également par l'intermédiaire d'une vanne V7 avec un accumulateur 9 contenant un liquide plus ou moins visqueux, mis sous une pression déterminée par un chapeau de gaz sous 5 pression, une membrane souple ou un élément déplaçable. Un manomètre 10 est connecté à la sortie de l'accumulateur 9. Les variations de pression qu'il mesure sont acquises également par le processeur 8 On peut aussi utiliser des fragments disponibles après nettoyage d'o tous les fluides ont été préalablement chassés. Dans le cas o l'on charge la cellule de confinement 1 avec des 10 fragments nettoyés, on peut injecter en ouvrant une vanne V4, un gaz tel que de l'hélium par exemple, provenant d'une bouteille 5, de façon à chasser l'air de la cellule. L'enceinte 1 est reliée également à un réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par l'intermédiaire des vannes Vi et V3. L'enceinte 1 peut être mise en communication avec le réservoir 11 initialement à une pression connue par ouverture de VI ou V3, les vannes V2 15 et V4 étant fermées. Le dispositif comporte en outre une balance 12 et un appareil 13 de type pycnomètre à poudre permettant de mesurer le volume enveloppe des fragments introduits. I) Mesure de la porosité La détermination de la porosité comporte une étape d'acquisition de mesures 20 expérimentales de volume enveloppe Ve des fragments introduits, du volume solide Vs de roche introduit et de la masse me de roche introduite, et une étape de calcul de la porosité et de la densité de roche. a) Acquisition des mesures - Les fragments secs et nettoyés sont préalablement pesés sur la balance 12 et leur 25 volume enveloppe est mesuré au moyen de l'appareil 13. Les fragments sont ensuite introduits dans l'enceinte de confinement. 1 qui est mise sous atmosphère gazeuse (d'hélium par exemple) par mise en communication avec le réservoir 5 de manière à chasser l'air. L'enceinte 1 est ensuite reliée au réservoir 11 rempli d'hélium et de volume connu par ouverture des vannes VI et V3, les vannes V2 et V4 étant fermées. La pression 9 2853071 d'équilibre permet de déduire la valeur du volume solide de la roche à partir des pressions initiales dans l'enceinte l et le réservoir il et de leurs volumes. Toutes ces mesures permettent de déterminer la porosité des échantillons. La densité de la roche est aussi obtenue par mesure de la masse des fragments introduits. Le volume enveloppe Ve est obtenu au moyen d'un pycnomètre à poudre suivant une technique bien connue des spécialistes. Soient Pi la pression initiale dans 1, Ph la pression la pression initiale dans le réservoir 11, Pe la pression d'équilibre après la mise en communication, Ul le volume de l'enceinte 1, Vh le volume du réservoir 1 l et mc la masse des fragments utilisés. Vs, d et d désignent respectivement le volume solide, la porosité et la densité de roche. On a, VsrU1-Vh (Ph-Pe) (Pe- Pl) Ve-Vs Ve d roche = Mc Ve La Fig. il montre que l'on obtient une très bonne estimation de la porosité des roches 15 testées. II) Estimation de la perméabilité L'estimation de la perméabilité absolue comporte essentiellement trois étapes: 1) une étape d'acquisition de mesures expérimentales des variations de pression (ou d'évolution de volume injecté) à partir des fragments de forage, donnant lieu à des courbes 20 expérimentales; 2) 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 1) Acquisition des mesures On remplit la cellule 1 avec un liquide plus ou moins visqueux (avec une viscosité adaptée à la perméabilité à mesurer: de l'huile par exemple, du glycérol, de l'eau, toute solution acqueuse, visqueuse, etc., ou par l'intermédiaire du système d'injection. Le liquide occupe l'espace libre entre les fragments de forage et elle pénètre aussi par imbibition spontanée à l'intérieur de la roche. fl se produit un dégazage dont l'intensité et la durée dépend de la 10 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. La procédure consiste essentiellement à mettre la cellule 1 contenant les fragments de roche C en communication avec l'accumulateur 9 contenant du liquide sous pression (Pini) 15 en ouvrant la vanne V2 pilotée par le processeur de contrôle 8. Initialement, la vanne est fermée. Du côté de l'accumulateur 9, la pression est égale à Pini 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 Pmax. L'élasticité du volume de 20 l'accumulateur 9, obtenue par le biais d'un chapeau de gaz, d'une membrane souple se déformant sous l'effet d'un changement de pression ou d'un élément mobile, est préalablement calibrée de manière à ce que l'on mesure une diminution de la pression de quelques bars dans l'accumulateur 9 au cours du test. Ce changement de pression permet alors de calculer facilement l'évolution du volume de liquide injecté depuis l'accumulateur 25 9 dans la cellule 1 à partir de la loi des gaz parfaits (si on utilise un chapeau de gaz) ou à partir de d'une courbe d'étalonnage (si on utilise une membrane souple ou un élément déplaçable). Par rapport aux procédures détaillées dans les demandes de brevet précitées, cette approche permet de simplifier le déroulement de l'expérience (pas de débitmètre ou de capteur 30 différentiel à intercaler comme précédemment sur la ligne LI reliant l'accumulateur à la cellule, pour mesurer le volume injecté) tout en gardant un bon contrôle du volume injecté il ce qui facilite l'acquisition des mesures et l'interprétation des résultats avec le simulateur. D'autre part, l'élimination d'un débitmètre ou d'un capteur différentiel pour mesurer le volume injecté permet: - de miniaturiser fortement les dimensions de l'appareil de mesure si bien qu'il est possible de conduire une mesure avec seulement 1 cm3 de fragment; - de raccourcir les lignes de liaison entre l'accumulateur 9 et la cellule 1 ce qui raccourcit le temps de mise sous pression de la cellule contenant les fragments et améliore la sensibilité de l'appareil. Il est ainsi possible de tester des roches ayant un diamètre moyen de l'ordre de 1 mm pour des perméabilités allant jusqu'à quelques 10 centaines de milliDarcy; - de mesurer des variations de volume injecté très faibles (inférieures à 0.03 cm3 de liquide injecté cumulé) ce qui était difficilement réalisable avec un débitmètre ou un capteur différentiel; - d'opérer l'appareil de mesure avec des liquides de viscosités variées sans avoir à 15 adapter le système de mesure du volume injecté ce qui augmente grandement la souplesse de l'appareil. Les figures 3A à 3C montrent des exemples de courbes de volume injecté en fonction du temps pour trois roches différentes. On observe des variations significatives des courbes de remplissage suivant la nature des roches testées. Plus la perméabilité des roches est faible 20 et plus on observe une cinétique de remplissage lente (plus de 80 secondes pour la roche la moins perméable représentée, Fig. 4A, et moins de 2 secondes pour la roche la plus perméable représentée, Fig. 4C). Le but des deux étapes suivantes est d'obtenir à partir des mesures de pression ou du volume de liquide injecté, une estimation de la seule perméabilité K (si l'on a mesuré au 25 préalable la porosité comme on l'a vu plus haut) ou une estimation conjointe de la perméabilité K et de la porosité (P) 2) Modélisation 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 du liquide compte tenu de l'écart entre les viscosités. Le gaz résiduel piégé dans les fragments de roche après l'imbibition spontanée du liquide, 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 de liquide q est injecté. On considère que les N particules de roche se partagent le débit total Q du liquide injecté de manière équitable, et que chacune reçoit le débit q = Q. La loi des gaz parfaits permet N 0 de déduire la saturation locale en gaz Sg dès lors qu'on connaît la pression P: Sg = Sg Po (P0 est la pression du liquide). Dans la calotte, on fait un bilan matière sur le liquide. L'accumulation est égale à la différence entre ce qui rentre et ce qui sort. De là, on déduit: as divVT + 0 at Comme So = (1 - Sg) = (1- SgO -), on en déduit que: aso asP _( Po _P - - g at aP at Sgo p2 at Comme par ailleurs,Vo K grad (K désigne la perméabilité et to le viscosité du liquide) et que la pression capillaire peut être considérée cormme négligeable ce qui fait donc que Po = Pgaz = P, l'équation précédente s'écrit: K p 0 Po aP flXP+o S gp2 at AP- P40s0 Po ap 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. 1 a 2aP En coordonnées sphériques, le Laplacien est égal à r2 Dr Dr). Finalement, l'équation à résoudre s'écrit: a r2 ap= r2 aP Dr Dr) p2Dt (1) a Y kOSgopo avec K (2) Lors de sa mise en place, le liquide 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 (Vgp) 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 du liquide. La compressibilité équivalente observée est de l'ordre de 0.0005 bar-1 (50 Pa). Comme le liquide utilisé est saturé en gaz à pression atmosphérique, des phénomènes de dissolution se produisent lorsque la pression augmente au cours de la mesure. Ces aspects 15 sont pris en compte en introduisant un paramètre de diffusion traduisant les échanges de molécules au niveau des interfaces gaz/liquide. L'équation de diffusion est résolue par la méthode des différences finies avec un schéma explicite et en s'imposant les conditions aux limites entemps P(r,O)=Patm et en espace P(Rt)=Pext et -y (0, t) = 0. ar Dans le cadre de la procédure expérimentale détaillée précédemment, on mesure directement l'évolution de la pression dans l'enceinte contenant les fragments, c'est à dire Pext. Il est ainsi possible de résoudre directement l'équation régissant l'évolution de la pression dans la roche de manière explicite. L'évolution du volume de liquide injecté simulé en fonction de temps se calcule alors par différence entre le volume de gaz 25 initialement présent dans la roche (à Patm) et le volume occupé par le gaz à un instant t au cours du test (pendant la phase de compression). 3) 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 saturation en gaz résiduelle choisies a 5 priori, en imposant pour la porosité (") la valeur trouvée expérimentalement, et on compare la courbe de volume injecté simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K et de saturation résiduelle en gaz dans le modèle. On trouve celles qui permettent d'ajuster au mieux les courbes théorique et expérimentale suivant une méthode d'optimisation classique de type Newton ou gradients. Dans le cas o l'on n'a pas procédé au préalable à la mesure expérimentale de la porosité ( ), on fait "tourner" le modèle avec des valeurs de perméabilité K, de saturation en gaz résiduelle, et de porosité choisies a priori et on compare la courbe de volume injecté simulée qui en résulte avec la courbe expérimentale et par itérations successives en changeant les valeurs de K, de la porosité Ct et de saturation résiduelle en gaz dans le 15 modèle. La figure 11 montre que l'on obtient une estimation satisfaisante de la porosité des roches testées. Quand on connaît la valeur de la porosité obtenue par mesure préalable, il n'y a que la seule valeur K de la perméabilité à ajuster dans l'étape de modélisation. La modélisation est de ce fait plus rapide. Elle est aussi plus précise, comme le montre très clairement la figure 20 12. Les figures 6A à 6C montrent la comparaison obtenue par itérations successives entre les courbes théoriques et expérimentales pour trois types de roche testées. 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 25 obtenus en laboratoire après de longs délais de conditionnement par des méthodes classiques pour plusieurs roches de perméabilités différentes comme le montrent la Fig 5. La programmation de cette modélisation au sein d'un code, permet de caler les expériences à l'aide d'une boucle d'optimisation ce qui permet de déduire rapidement la valeur de K correspondante. REVENDICATIONS 1) Méthode pour évaluer avec un même appareillage des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments de roche (F) prélevés dans ce 5 milieu, comportant une étape d'immersion de fragments contenus dans une enceinte de confinement (1) dans un liquide et de mise en communication intermittente de l'enceinte contenant les fragments avec une source de liquide sous pression comprenant un accumulateur (9) contenant un volume élastique de liquide, de manière à comprimer le gaz piégé dans les pores de la roche, une étape de mesure du volume de liquide injecté, une 10 étape de modélisation de l'évolution du volume de liquide injecté à partir de valeurs initiales choisies a priori au moins pour la perméabilité (K) et la saturation en gaz résiduelle, et une étape d'ajustement itératif de la valeur des paramètres physiques des fragments de roche pour que l'évolution modélisée du volume injecté s'ajuste au mieux avec l'évolution mesurée du volume injecté dans l'enceinte, caractérisée en ce que: - dans l'étape d'immersion dans le liquide des fragments contenus dans l'enceinte de confinement (1), on mesure le volume de liquide injecté par la mesure de la variation concomitante de pression régnant dans le dit accumulateur (9). 2) Méthode selon la revendication 1, dans laquelle l'étape de modélisation est réalisée à partir de valeurs initiales choisies a priori également pour la porosité (0). 3) Méthode selon la revendication 1, comportant une étape préalable d'introduction des fragments de roche lavés et séchés dans l'enceinte de confinement (1) que l'on met d'abord en communication avec un réservoir de gaz sous une pression définie, de manière à déterminer le volume solide des dits fragments, on mesure le volume enveloppe et la masse des fragments et on en déduit la porosité ( 4) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'étape de mise en communication de l'enceinte avec l'accumulateur est effectuée de façon à provoquer dans 30 une première période 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, et comporte une mesure l'évolution de la pression dans l'enceinte au cours des deux périodes. 5) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on charge la cellule de confinement avec des déblais de forage. 6) Méthode selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche obtenus par concassage de carottes prélevées dans un puits et notamment de carottes obtenues par carottage latéral d'un puits. 7) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche envahis de fluides de forage. 8) Méthode selon l'une des revendications 1 à 4, dans laquelle on charge la cellule de confinement avec des fragments de roche préalablement nettoyés. 9) Dispositif pour évaluer des paramètres physiques tels que la perméabilité absolue et la porosité d'un milieu poreux naturel ou artificiel fragmenté tel qu'une zone d'un gisement souterrain, à partir de fragments (F) prélevés dans ce milieu, comportant un système de 15 traitement (8), une enceinte de confinement (1) pour les fragments, un ensemble d'injection d'un liquide 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 liquide dans l'enceinte, cet ensemble comprenant un accumulateur (9) contenant un volume élastique de liquide et des moyens (V2) commandés par le système de traitement 20 pour contrôler la mise en communication de l'accumulateur (9) avec l'enceinte (1) contenant les fragments de roche, des moyens (7) pour la mesure de la pression dans l'enceinte, le système de traitement (8) étant adapté à modéliser l'évolution du volume de liquide injecté 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 25 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 des moyens (10) de mesure des variations de pression dans l'accumulateur (9) et en ce que le système de traitement (8) est adapté à calculer le volume de liquide injecté dans l'enceinte provenant de l'accumulateur, à partir de la variation de pression relevée par les 30 moyens de mesure de pression (10). 10) Dispositif selon la revendication 9, comportant un réservoir de gaz (11) pouvant être mis en communication avec l'enceinte (1) par l'intermédiaire d'une vanne (V3), un appareil (13) de mesure de l'enveloppe de volume pour la détermination de la porosité des fragments et un moyen (12) de mesure de la masse des fragments. 11) Dispositif selon la revendication 10, caractérisé en ce que les moyens pour mesurer le volume enveloppe des fragments à tester comportent un pycnomètre à poudre. 12) Dispositif selon la revendicationlO ou 11, dans lequel le volume élastique de liquide est délimité dans le dit accumulateur (9) par un volume de gaz, la dite relation étant obtenue en appliquant la loi des gaz parfaits. 13) Dispositif selon la revendication 10 ou 11, dans lequel le volume élastique de liquide est délimité dans le dit accumulateur (9) par une membrane élastique ou un élément mobile, la dite relation étant obtenue par calibrage préalable des déformations ou des déplacements.