Brevet FR3028879A1 — publié le 20160527

Procédé de stimulation hydraulique et dispositif de stimulation hydraulique correspondant 1. Domaine de l'invention L'invention se rapporte au domaine du forage, et notamment, mais non exclusivement, au domaine du forage pétrolier. L'invention est notamment applicable lorsqu'il s'agit de fracturer les formations géologiques entourant un puits foré dans le sol en injectant un fluide hydraulique sous pression. Elle est également applicable lorsqu'il s'agit de re-fracturer ces formations géologiques afin de récupérer des quantités de fluide produit par ce puits, qui n'auraient pas été drainées lors de la fracturation initiale. 2. Solutions de l'art antérieur Les techniques de fracturation hydraulique ("fracing" en anglais) de puits horizontaux sont bien connues et consistent à injecter un fluide de fracturation dans un puits de forage et à amener ce fluide en contact avec la formation à fracturer. Une pression suffisamment élevée est appliquée au fluide de fracturation pour amorcer et propager une fracture dans la formation, et en extraire le gaz ou le pétrole. Des agents de soutènement ("proppant" en anglais), comme par exemple du sable ou de la céramique, sont généralement entraînés dans le fluide de fracturation et déposés dans la fracture afin de la maintenir ouverte pendant la production permettant ainsi aux hydrocarbures libérés de s'écouler jusqu'à la surface du puits. La stimulation des puits horizontaux par fracturation hydraulique est généralement effectuée en plusieurs étapes afin de créer des fractures réparties perpendiculairement au puits horizontal sur toute la longueur de ce dernier. Il est courant de mettre en oeuvre l'un des deux procédés de fracturation hydraulique suivants selon que le puits est tubé et cimenté ou tubé mais non cimenté respectivement : la fracturation selon la technique dite de "plug and perf' dans laquelle la procédure de fracturation est exécutée séquentiellement sur plusieurs intervalles d'un puits horizontal qui est tubé et cimenté. En partant du fond du puits, chaque intervalle est perforé, fracturé (ou stimulé) et isolé à l'aide d'un obturateur ("plug" en anglais) avant de traiter l'intervalle suivant. Une fois cette procédure effectuée, les bouchons 1 3028879 peuvent être forés et la phase de production initiée. Un inconvénient de cette technique est qu'elle nécessite une opération de cimentation longue et délicate car effectuée en puits horizontal. - la fracturation dite en «open hole multistage» (OHMS) dans laquelle un 5 tube en acier ("casing" en anglais) est mis en place à l'intérieur du puits ouvert, le tube portant des chemises coulissantes ("sliding sleeves" ou "frac sleeves"en anglais) qui sont disposées entre deux « packers » d' isolation. Ces chemises coulissantes permettent de mettre en communication l'intérieur et l'extérieur du tube, par l'intermédiaire de trous ou de lumières dès lors qu'elles occupent une position qui ne les recouvre pas. Ces 10 chemises coulissantes peuvent être activées par des systèmes différents par le biais de billes qui sont lancées depuis la surface du puits et qui viennent en butée contre les chemises, ce qui occasionne leur déplacement. Un inconvénient de cette technique est que le nombre de zones stimulées est limité par le nombre de billes pouvant être utilisées. De plus, l'intégralité de la zone isolée par deux "packers" est exposée à la 15 pression. Il est donc difficile de contrôler la zone d'initiation et de propagation de la fracture. D'autres techniques combinant des chemises coulissantes et des tubages cimentés peuvent également être utilisés. Le niveau de production de gaz ou de pétrole d'un puits décroit 20 significativement après quelques années Il peut être décidé de re-fracturer un même puits pour prolonger sa période de production. La re-fracturation est notamment souhaitée pour augmenter la pénétration de la fracture initiale dans la formation ou développer un nouveau réseau de fractures, et 25 ainsi extraire des quantités de pétrole ou de gaz qui sont encore piégées dans la roche. La productivité obtenue atteint et dépasse parfois celle précédemment observée lors de la première fracturation. Par ailleurs, la re-fracturation est avantageuse en ce sens qu'elle ne nécessite pas de mettre en oeuvre l'ensemble des opérations de forage et de complétion du puits pour sa mise en service, ce qui limite les coûts. En 30 d'autres termes, il est parfois plus économique de re-fracturer un puits que de forer un nouveau puits. 2 3028879 Il existe différentes techniques de re-fracturation. Pour les puits ayant été fracturés par la technique dite de "plug and perf', il est possible de placer et de cimenter une nouvelle conduite de diamètre inférieur à l'intérieur de la première conduite cimentée et fracturée, et de réitérer la procédure de "plug and perf' détaillée 5 ci-dessus. Il faut alors garantir la qualité de la cimentation faisant l'étanchéité entre les deux conduites. Les nouvelles opérations de perforation doivent également traverser deux parois de conduites. Il est également possible de placer une chemise expansible à l'intérieur de la première conduite cimentée et fracturée , et de réitérer la procédure de "plug and perf' 10 détaillée ci-dessus. La qualité de l'étanchéité entre la chemise expansible et la conduite est toutefois primordiale. Un inconvénient de cette approche est qu'il existe un risque que la chemise s'affaisse lors de la re-fracturation dû à une résistance généralement limitée à la pression externe pour ce type de technologies. 3. Exposé de l'invention 15 La présente invention a pour but de solutionner les faiblesses de ces techniques antérieures de stimulation. Ainsi, selon un premier aspect de l'invention, celle-ci concerne un procédé de stimulation hydraulique de la roche d'un puits de forage présentant un cuvelage intérieur, ledit procédé comportant les étapes de : 20 mise en place dans le cuvelage du puits d'une conduite pourvue, le long de sa face externe, de chemises tubulaires expansibles, reliées fixement à la conduite, la conduite présentant en regard de chaque chemise au moins une ouverture pour mettre en communication l'espace interne de la conduite avec l'espace délimité par celle-ci et chaque chemise ; 25 injection dans ladite conduite d'un fluide sous une première pression prédéterminée, cette première pression étant suffisante pour provoquer l'expansion desdites chemises en direction de la paroi du cuvelage, de manière à venir s'appliquer de manière étanche contre cette paroi ; et le procédé comportant en outre pour chacune des zones de la paroi du puits à 30 stimuler les étapes suivantes : mise en place, en aval d'une première zone à stimuler, de moyens d'obturation de la conduite ; 3 3028879 perforation de la paroi de la conduite, et au moins dans certains cas du cuvelage, au niveau de la première zone à stimuler ; injection dans ladite conduite d'un fluide sous une deuxième pression de stimulation, différente de la première pression, ce fluide étant destiné à 5 s'engouffrer dans les ouvertures respectives des chemises situées en amont des moyens d'obturation mis en place, ainsi que dans les perforations obtenues lors de la perforation au niveau de la première zone à stimuler. Il est proposé un procédé de stimulation hydraulique d'un puits par injection, dans une conduite portant plusieurs chemises expansibles, d'un fluide sous très haute 10 pression destiné à fissurer la roche. La conduite est placée de telle sorte que chaque zone du puits à stimuler (c'est-à-dire chaque zone à fracturer ou re-fracturer), entre chemises expansées contre la paroi du puits et définissant entre elles un espace confiné. La conduite est configurée de telle sorte que la même pression de stimulation règne dans le volume annulaire situé entre la surface extérieure de la conduite et la 15 paroi du puits, au niveau de chaque zone stimuler, et à l'intérieur des chemises expansées situées de part et d'autre du volume annulaire. Ainsi, les deux chemises délimitent la zone à stimuler. Un tel procédé peut être mis en oeuvre pour des applications de fracturation et de re-fracturation hydraulique de la roche d'un puits (de gaz ou de pétrole, par 20 exemple). Grâce à ce procédé, on peut réaliser des fracturations et des re-fracturations très ciblées et de petite longueur, en fracturant une zone à la fois, avec une étanchéité parfaite entre la zone fracturée et les zones environnantes. On peut notamment re-fracturer des zones qui n'ont pas été stimulées 25 suffisamment lors d'une première fracturation. En d'autres termes, ce procédé permet d'augmenter la pénétration de la fracture initiale dans la formation ou développer un nouveau réseau de fractures. Le procédé de l'invention est effectuée par phases successives, l'enchainement des différentes phases de re-fracturation se faisant du bas vers le haut, c'est-à-dire du 30 côté aval du puits vers l'amont. La solution de l'invention résout ainsi les problèmes de l'art antérieur et permet d'optimiser la production, de façon simple, efficace et peu coûteuse. 4 3028879 Selon un aspect particulier de l'invention, les moyens d'obturation sont placés en aval de l'ouverture de la chemise située en aval de la zone à stimuler. Selon un aspect particulier de l'invention, préalablement aux étapes précédentes, le cuvelage du puits a été perforé au moins dans une partie desdites zones 5 et une opération de fracturation hydraulique a été mise en oeuvre dans le puits. Selon un aspect particulier de l'invention, l'enchainement des étapes de mise en place des moyens d'obturation, de perforation et d'injection du fluide de stimulation est effectué du côté aval du puits vers l'amont du puits. Selon un aspect particulier de l'invention, l'étape de mise en place de moyens 10 d'obturation de la conduite, en aval de la première zone de la paroi du puits à stimuler, comprend une étape d'injection d'une bille à l'intérieur de la conduite destinée à venir se plaquer de manière étanche contre un siège ménagé à proximité de l'extrémité aval de la paroi intérieure de la conduite. Selon un aspect particulier de l'invention, l'étape de mise en place de moyens 15 d'obturation de la conduite, en aval de la première zone de la paroi du puits à stimuler, comprend une étape d'injection d'un obturateur à l'intérieur de la conduite destinée à venir s'ancrer de manière étanche à proximité de l'extrémité aval de la paroi intérieure de la conduite. Selon un aspect particulier de l'invention, l'étape de mise en place de moyens 20 d'obturation de la conduite, en aval d'une deuxième zone de la paroi du puits à stimuler, comprend une étape d'injection d'un obturateur à l'intérieur de la conduite destinée à venir s'ancrer de manière étanche dans la paroi intérieure de la conduite. Un autre aspect de l'invention concerne un dispositif de stimulation hydraulique destiné à mettre en oeuvre le procédé de stimulation hydraulique de la roche d'un puits 25 de forage présentant un cuvelage intérieur tel que décrit précédemment, le dispositif comprenant : une conduite tubulaire et plusieurs chemises tubulaires expansibles dont les extrémités opposées sont reliées fixement et de manière étanche à la face externe de ladite conduite, la paroi de la conduite comportant au moins une 30 ouverture pour faire communiquer l'intérieur de la conduite avec l'intérieur de chaque chemise ; 5 3028879 des moyens d'injection dans ladite conduite d'un fluide sous une première pression prédéterminée, cette première pression étant suffisante pour provoquer l'expansion desdites chemises en direction de la paroi du cuvelage, de manière à venir s'appliquer de manière étanche contre cette 5 paroi ; des moyens d'obturation de la conduite destinés à être mis en place, en aval d'une première zone de la paroi du puits à stimuler ; des moyens de perforation de la paroi de la conduite, et au moins dans certains cas de la paroi du cuvelage, au niveau de la première zone à 10 stimuler ; des moyens d'injection dans ladite conduite d'un fluide sous une deuxième pression de stimulation, différente de la première pression, ce fluide étant destiné à s'engouffrer dans les ouvertures respectives des chemises situées en amont des moyens d'obturation, ainsi que dans les perforations de la 15 paroi de la conduite, et au moins dans certains cas du cuvelage, obtenues lors de la perforation au niveau de la première zone à stimuler. Ce dispositif est en particulier utilisable pour stimuler les parois d'un puits (ou formations rocheuses entourant un puits), pétrolier par exemple, foré dans le sol en vue d'augmenter la perméabilité de la paroi par formation de vides et faciliter ainsi le 20 drainage du fluide produit par ce puits, c'est-à-dire en vue de stimuler la production. Ce dispositif est adapté pour restimuler des anciennes fracturations mais également pour stimuler de nouvelles fracturations. Un tel dispositif est : simple à mettre en oeuvre, compact, sûr, performant et peu coûteux, et 25 présente une bonne tenue dans le temps, sur une plage large de températures et de pressions. Selon un aspect particulier de l'invention, le fluide sous une deuxième pression de stimulation est destiné à s'engouffrer en outre dans l'ouverture de la chemise située en aval de la zone à stimuler. 30 Selon un aspect particulier de l'invention, les moyens d'obturation comprennent un obturateur portant des moyens d'étanchéité apte à venir s'appliquer contre la paroi 6 3028879 intérieure de la conduite et des moyens d'ancrage dudit obturateur dans la paroi intérieure de la conduite. Selon un aspect particulier de l'invention, ledit obturateur est solidaire des moyens de perforation. 5 Selon un aspect particulier de l'invention, les moyens de perforation se désolidarisent dudit obturateur une fois ce dernier mis en place. Selon un aspect particulier de l'invention, les moyens de perforation se désolidarisent dudit obturateur une fois les perforations effectuées. Selon un aspect particulier de l'invention, les moyens de perforation portent des 10 moyens de blocage mobiles destinés à coopérer avec des rainures circulaires ménagées dans la paroi intérieure de la conduite. Selon un aspect particulier de l'invention, une première rainure circulaire est ménagée en aval de la chemise située en aval d'une zone à stimuler. Selon un aspect particulier de l'invention, une deuxième rainure circulaire est 15 ménagée en amont de la chemise située en aval de la zone à stimuler. Selon un aspect particulier de l'invention, l'intérieur de la conduite comprend en son extrémité aval un siège apte à coopérer avec une bille de façon à obturer ladite conduite. Selon un aspect particulier de l'invention, lesdites ouvertures sont équipées 20 d'un clapet anti-retour, d'un dispositif d'obturation de l'ouverture en cas de débit de fluide supérieur à une valeur prédéterminée, ou d'une soupape de décharge. 4. Liste des figures D'autres caractéristiques et avantages de la technique décrite apparaîtront plus clairement à la lecture de la description suivante d'un mode de réalisation, donné à titre 25 de simple exemple illustratif et non limitatif, et des dessins annexés, parmi lesquels : La figure 1 est une vue schématique partielle, selon un plan de coupe longitudinal, de la portion horizontale d'un puits de forage dans lequel on souhaite procéder à une re-fracturation de la roche selon le procédé de l'invention ; 30 la figure 2 est une vue schématique, selon un plan de coupe longitudinal, d'une partie d'une conduite tubulaire formant partie du dispositif de re- 7 3028879 fracturation hydraulique conforme à l'invention, le dispositif étant placé à l'intérieur du puits illustré sur la figure 1; les figures 3 à 15 montrent les étapes successives pour la mise en oeuvre du procédé conforme à l'invention ; 5 les figures 16 à 19 illustre une première technique de positionnement du dispositif de perforation de la conduite 1 mis en oeuvre dans le procédé de l'invention ; les figures 20 à 22 illustre une deuxième technique de positionnement du dispositif de perforation de la conduite 1 mis en oeuvre dans le procédé de 10 l'invention. 5. Description Sur les figures annexées et dans un seul but de simplification, seule une fraction de la partie horizontale d'un puits de forage A a été représentée. Il est bien entendu possible que cette portion horizontale puisse s'étendre sur une grande longueur. Elle est 15 rattachée à une portion verticale débouchant à l'air libre, via une portion intermédiaire sensiblement en arc-de-cercle (non représentée). Pour l'ensemble des figures, on considèrera que le "sommet" du puits (qui débouche à l'air libre) se situe vers la gauche des figures et son fond vers la droite. Sur toutes les figures du présent document, les éléments identiques sont 20 désignés par une même référence numérique. La figure 1 est une vue schématique, selon un plan de coupe longitudinal, d'un puits de forage A qui a été fracturé une première fois et dans lequel on souhaite procéder à une re-fracturation de la roche. Un cuvelage (ou « casing ») 3 est disposé dans le puits A, l'espace annulaire 4 entre le cuvelage 3 et la formation du puits A étant 25 cimenté. Le cuvelage 3 peut être continu ou réalisé par une succession de tubes cylindriques en acier qui sont soudés ou vissés bout à bout les uns aux autres. On distingue sur cette figure 1 les zones de fracturation hydraulique Z1 à Z5 comprenant plusieurs perforations s'étendant radialement dans et autour du cuvelage 30 3. Les figures 2 à 15 illustrent un exemple de mise en oeuvre du procédé de refracturation hydraulique du puits A tubé selon l'invention. 8 3028879 La première étape de ce procédé consiste à mettre en place, dans le puits A, un dispositif de re-fracturation hydraulique conforme à l'invention. Le dispositif est représenté sur les figures 2 à 15, mais n'apparaît que partiellement afin de faciliter la compréhension de l'invention. 5 Ce dispositif comprend une conduite 1 tubulaire en métal qui est traditionnellement mise en place à l'intérieur de la partie horizontale du puits A. En pratique, cette conduite comporte également une extrémité amont verticale qui débouche à la surface du puits, ainsi qu'une portion intermédiaire courbe pour relier la partie verticale à la partie horizontale. Il s'agit d'une conduite tubulaire formée de 10 plusieurs tronçons mis bout à bout, de manière à former une complétion. Contre la face externe de cette conduite 1, s'étendent plusieurs dispositifs d'isolation 2 comprenant chacun une unique chemise cylindrique (ou approximativement cylindrique) expansible et de préférence en métal. Les extrémités opposées de chaque chemise 21 à 26 sont reliées fixement et de manière étanche, par 15 des moyens connus en soi, à la face externe de la conduite 1. Une centaine de dispositifs d'isolation peuvent être prévus sur la face externe de la conduite 1, l'écartement entre deux dispositifs consécutifs pouvant, par exemple, être de l'ordre de 15 à 20 m. De manière connue en soi, la conduite 1 tubulaire comporte au moins une ouverture 11 qui fait communiquer son espace interne avec l'intérieur de chaque 20 chemise 21 à 26. Chacune des ouvertures 11 peut être munie d'un système de valve, tel qu'un clapet anti-retour, un système d'obturation de l'ouverture 11 en cas de débit de fluide trop important, ou une soupape de décharge. La conduite 1 est disposée dans le puits A de telle sorte que les zones de fracturation Z1 à Z5 sont situées sensiblement à mi-distance entre deux chemises 25 consécutives. Comme on le verra par la suite, le procédé conforme à l'invention, décrit ci-après, vise à re-fracturer les Z1 à Z5 et à fracturer une zone Z6 située entre les chemises 23 et 24 (cette zone Z6 n'a donc pas été fracturée précédemment). La stimulation du puits est effectuée par étapes successives. L'enchainement des différentes phases de re-fracturation se fait du bas vers le haut (c'est-à-dire du côté aval 30 du puits vers l'amont). On note que la conduite 1 est positionnée dans le puits A avec son extrémité aval ouverte, c'est-à-dire sans que celle-ci soit obturée, pour permettre la libre 9 3028879 circulation de fluide présent dans le puits A au cours de cette première étape. On note par ailleurs que les chemises 21 à 26 sont dans leur état d'origine, c'est-à-dire non expansée. Une pression d'origine PO règne à l'intérieur et l'extérieur de la conduite 1. 5 On réalise ensuite (figures 3 et 4) une étanchéité annulaire entre la conduite 1 et la paroi du puits A, de part et d'autre de chaque zone Z1 à Z5 que l'on souhaite refracturer. Pour ce faire, on ferme l'extrémité aval de la conduite 1 (figure 3). Cette fermeture est mise en oeuvre en envoyant un fluide contenant une bille 13 qui vient 10 s'appliquer contre un siège 14 ménagé à l'extrémité ouverte de la conduite 1, obturant ainsi cette dernière. Tout autre moyen d'obturation de la conduite 1 peut être mis en oeuvre, notamment un obturateur ("plug"). On injecte ensuite à l'intérieur de la conduite 1 et des chemises 21 à 26, via les ouvertures 11, un fluide sous une pression Pl, supérieure à P0, qui est telle qu'elle est 15 apte à provoquer l'expansion des chemises et à appliquer de façon étanche la paroi des chemises 21 à 26 contre la paroi intérieure du cuvelage 3 (figure 4). La figure 4 est une vue similaire à la précédente après application à l'intérieur de la conduite d'une pression. Le fluide s'engouffre dans les ouvertures 11 communiquant avec les chemises, la pression du fluide étant choisie de telle sorte qu'elle est suffisante 20 pour provoquer l'expansion radiale des chemises en direction de la paroi du puits A pour qu'elles s'appliquent de manière étanche contre cette paroi. Ce faisant, à l'intérieur des chemises 21 à 26 règne la pression P1 tandis que, dans l'espace qui sépare deux chemises consécutives qui est délimité par la conduite 1 et la paroi du cuvelage 3, règne seulement une pression d'origine P0. 25 Après relâchement de la pression Pl, les chemises 21 à 26 restant expansées et en appui contre la paroi du puits A, on vient perforer la conduite 1 à la hauteur de la zone de fracturation Z5 (figure 5) par le biais d'un dispositif de perforation classique (non représenté) mis en oeuvre dans les opérations de "plug and perf'. Plusieurs perforations 12 réparties de manière régulière sur la périphérie de la conduite 1 sont 30 alors obtenues dans la paroi de la conduite 1. C'est par ce type d'ouvertures qu'un fluide sous haute pression est acheminé en vue de fracturer la roche. 10 3028879 Les perforations peuvent par exemple être réalisées par l'intermédiaire d'explosifs de type charges creuses. Ces explosifs peuvent être descendus dans le puits par des outils de type "wireline" (câble en français), "coiled tubing" (tubage enroulé en français) ou encore "drill pipe" (tuyau ou tube de forage en français). 5 Dans une alternative, il peut être prévu une chemise coulissante (non représentée) qui est déplacée par la bille 13 en position active et permet de mettre en communication l'intérieur et l'extérieur de la conduite 1, par l'intermédiaire de trous ou de lumières (qui sont recouvertes par la chemise en position inactive de cette dernière). On injecte ensuite à l'intérieur de la conduite 1 un fluide de fracturation sous 10 une pression de fracturation P2 (figure 6) différente de la pression Pl, du sommet vers le fond, d'amont en aval. Une tête de puits est conçue pour amener le fluide de fracturation dans le puits A. La conduite 1 étant obstruée à son extrémité aval par la bille 13, le fluide de fracturation est dirigé, via les perforations de la conduite 1, dans la zone annulaire située entre la paroi extérieure de la conduite 1 et la paroi intérieure du 15 cuvelage 3, au niveau de la zone Z5. La pression de fracturation P2 est telle qu'elle est apte à rompre la paroi du puits A et fracturer la roche sans affecter la chemise 26. Comme illustré sur la figure 7, une fois la pression P2 relâchée, un obturateur 51 est placé dans la conduite 1 au niveau de la chemise 26 en aval de l'ouverture 11 de la chemise 26 et en amont des perforations 12 situées au niveau de la zone de re- 20 fracturation Z5. L'obturateur 51 est, par exemple, en matériau composite et comprend une membrane compressible sous la forme d'un manchon cylindrique et des dents d'ancrage, situées de part et d'autre de la membrane. La compression de la membrane compressible contre la paroi du tubage permet d'assurer l'étanchéité et la mise en prise 25 des dents permet d'assurer l'ancrage de l'obturateur 51 dans la conduite 1. Le corps de l'obturateur 51 peut être plein, ou comprendre un orifice longitudinal en son centre (permettant ainsi une circulation de fluide), qui est bouché par une bille injectée dans la conduite 1 une fois l'obturateur 51 en position dans cette dernière. De tels obturateurs peuvent être forés avant la mise en production du puits. 30 D'autres types d'obturateurs bien connus de l'homme du métier peuvent cependant être envisagés. On note que les chemises 21 à 26 restent expansées. 11 3028879 Comme illustré sur la figure 8, on perfore de nouveau la conduite 1 au niveau de la zone Z4 située entre les deux chemises 25 et 26, et en aval de l'obturateur 51. Un fluide de fracturation sous une pression de fracturation P2 est ensuite envoyé dans la conduite 1 (figure 9). 5 Le positionnement de l'obturateur 51 permet le passage du fluide de fracturation de l'intérieur de la conduite 1 dans l'espace interne de chacune des chemises 21 à 26 via l'ouverture 11 correspondante. Le fluide de fracturation pénètre en outre l'espace annulaire, via les perforations 12, situé entre les chemises 25, 26 et la paroi intérieure du cuvelage 3. Ainsi, la même pression P2 règne de part et d'autre de la 10 paroi des chemises 25, 26 (ce qui permet d'éviter l'effondrement de la paroi des chemises 25, 26), c'est-à-dire à l'intérieur des chemises expansées 25 et 26 ainsi que dans l'espace annulaire situé entre les chemises 25, 26. On note que l'obturateur 51 empêche le passage du fluide de fracturation vers la zone Z5 qui a été re-fracturée précédemment. 15 Du fait qu'il n'existe pas de différentiel de pression entre l'intérieur des chemises 25, 26 et la zone annulaire en regard de la zone Z4 de la paroi à fracturer, la fracturation est véritablement localisée au niveau de cette paroi annulaire, sans risque de transmission de la fracturation à une zone qui ne serait pas en regard de celle visée. Les figures 10 à 12 illustrent les mêmes étapes de re-fracturation de la zone Z3 20 située entre les chemises 24 et 25. Un deuxième obturateur 52 est placé en amont de la zone Z4 re-fracturée précédemment et légèrement en aval de l'ouverture 11 de la chemise 25 (figure 10). Une fois la paroi de la conduite 1 perforée au niveau de la zone Z3 (figure 11), un fluide de fracturation s'engouffre à l'intérieur des chemises 21 à 25 et dans l'annulaire situé entre les chemises 24 et 25, via les perforations 12 (figure 12). La 25 même pression P2 règne à l'intérieur des chemises expansées 24 et 25 ainsi que dans l'espace annulaire situé entre ces chemises 24, 25. Les figures 13 à 15 illustrent les étapes de fracturation de la zone Z6 située entre les chemises 23 et 24. Un troisième obturateur 53 est placé en amont de la zone Z3 refracturée précédemment et légèrement en aval de l'ouverture 11 de la chemise 24 30 (figure 13). Une fois les parois de la conduite 1 et du cuvelage 3 perforées au niveau de la zone Z6 à fracturer (figure 14), un fluide de fracturation s'engouffre à l'intérieur des chemises 21 à 24 et dans l'annulaire situé entre les chemises 23 et 24, via les 12 3028879 perforations 12 (figure 15). La même pression P2 règne à l'intérieur des chemises expansées 23 et 24 ainsi que dans l'espace annulaire situé entre ces chemises 23, 24. Bien que ceci ne soit pas illustré sur les figures, on comprend aisément que la refracturation de la zone Z2, puis de la zone Z1, est mise en oeuvre selon le même principe 5 que décrit précédemment pour les zones Z3 à Z5. Une fois ces étapes de fracturation (pour la zone Z6) et de re-fracturation (pour les zones Z1 à Z5), les obturateurs peuvent être forés et le puits A mis en production. Le procédé de l'invention peut être mis en oeuvre pour fracturer un puits tubé ("cased hole" en anglais) et ainsi être une alternative à la technique de fracturation dite 10 de "plug and perf' décrite dans l'art antérieur Le puits de forage peut être un puits pétrolier, de gaz, ou géothermique, par exemple. Les figures 16 à 19 illustrent une première technique de positionnement du dispositif de perforation de la conduite 1 (et dans certains cas du cuvelage 3) dans la 15 conduite 1. A titre d'exemple, on a illustré sa mise en place au niveau de la zone Z3 précédemment fracturée et que l'on souhaite re-fracturer. Comme représenté sur la figure 16, le dispositif de perforation, ou perforateur, 6 de forme cylindrique est descendu dans la conduite 1 par un outil 61 de type 20 "wireline". A son extrémité amont (située à gauche), le perforateur 6 comprend une tête de perforation 62 conçue pour tirer perpendiculairement vers l'extérieur des charges explosives à travers des orifices 63, perforant la conduite 1 (et le cuvelage 3 lorsqu'il s'agit d'une application de fracturation) et la formation rocheuse du puits A. 25 Le perforateur 6 porte à son extrémité aval deux doigts 64 mobiles dans une direction perpendiculaire à l'axe longitudinal de la conduite 1, et un obturateur 52 ("plug") destiné à assurer l'étanchéité entre la zone Z3 à re-fracturer et la zone Z4 précédemment re-fracturée. La paroi intérieure de la conduite 1 comprend une gorge 15 circulaire, en aval de 30 la chemise 25 (elle-même située en aval de la zone Z3), destinée à recevoir les doigts 64 lorsque ceux-ci sont déployés. Ces doigts 64 sont rétractés lorsque le perforateur 6 est descendu dans le puits A, puis déployés lorsqu'ils sont situés en regard de la gorge 15. 13 3028879 Ce déploiement est assuré par un système de ressorts 65 solidaires de chacun des doigts 64 et du perforateur 6. Le positionnement du perforateur 6 est alors assuré (figure 16), la tête de perforation 62 étant située en regard de la zone Z3 à re-fracturer (ou à fracturer pour la zone Z6), sensiblement à mi-distance entre les chemises expansibles 5 24, 25 situées de part et d'autre de la zone Z3. L'obturateur 52 est alors expansé et vient s'ancrer de façon étanche dans la paroi intérieure de la conduite 1 (figure 17). La conduite 1 peut alors être perforée au niveau de la zone Z3 par la tête de perforation 62, les perforations 12 obtenues étant visibles sur la figure 18. 10 Les doigts 64 sont ensuite rétractés par le biais des ressorts 65, et le perforateur 6 est retiré de la conduite 1. Le perforateur 6 se désolidarise de l'obturateur 52 qui reste en place dans la conduite 1 (figure 19). La re-fracturation de la zone Z3 peut alors être mise en oeuvre. On comprend que les mêmes étapes sont mises en oeuvre pour isoler et 15 perforer les autres zones à stimuler du puits A, d'aval en amont. On note que la gorge 15 peut être de façon avantageuse ménagée au niveau de la jonction (« coupling » en anglais) entre deux portions assemblées de la conduite 1. Les figures 20 à 22 illustrent une deuxième technique de positionnement du dispositif de perforation de la conduite 1 (et dans certains cas du cuvelage 3) dans la 20 conduite 1 au niveau de la zone Z3 précédemment fracturée et que l'on souhaite re- fracturer. Comme cela est visible sur la figure 20, le dispositif de perforation, ou perforateur, 6 est de longueur réduite par rapport à celui illustré sur les figures 16 à 19. De la même façon, le perforateur 6 est descendu dans la conduite 1 par un outil 25 61 de type "wireline", et comprend une tête de perforation 62, deux doigts 64 mobiles dans une direction perpendiculaire à l'axe longitudinal de la conduite 1, et un obturateur 52 ("plug") destiné à assurer l'étanchéité entre la zone Z3 à re-fracturer et la zone Z4 précédemment re-fracturée. La paroi intérieure de la conduite 1 comprend une première gorge 15 circulaire, 30 en aval de la chemise 25 (elle-même située en aval de la zone Z3), destinée à recevoir les doigts 64 lorsque ceux-ci sont déployés. Ces doigts 64 sont rétractés lorsque le perforateur 6 est descendu dans le puits A, puis déployés lorsqu'ils sont situés en regard 14 3028879 de la gorge 15. Ce déploiement est assuré par un système de ressorts 65. Le positionnement du perforateur 6 est alors assuré (figure 20), la tête de perforation 62 étant située en regard de la chemise 25. L'obturateur 52 est alors expansé et vient s'ancrer de façon étanche dans la 5 paroi intérieure de la conduite 1 (figure 21). Les doigts 64 sont ensuite rétractés et le perforateur 6 est déplacé dans la conduite 1, vers l'amont. Le perforateur 6 se désolidarise de l'obturateur 52 qui reste en place dans la conduite 1. Une fois les doigts 64 situés en regard d'une deuxième gorge 15 circulaire, ménagée dans la paroi de la conduite 1 en amont de la chemise 25 et en 10 aval de la zone Z3, les doigts 64 sont déployés et viennent coopérer avec la deuxième gorge 15 (figure 22). La conduite 1 peut alors être perforée au niveau de la zone Z3 par la tête de perforation 62, les perforations 12 obtenues étant visibles sur la figure 22. Les doigts 64 sont ensuite rétractés et le perforateur 6 est retiré de la conduite 15 1. On comprend que les mêmes étapes sont mises en oeuvre pour (re-)fracturer les autres zones à stimuler du puits A, d'aval en amont, chaque chemise située en aval de la zone à (re-)fracturer étant située entre une première gorge et une deuxième gorge. Ainsi, ces deux techniques permettent un positionnement relatif des moyens 20 d'obturation (obturateur 52) et des moyens de perforation (perforateur 6) par rapport aux chemises expansibles. 15 REVENDICATIONS1. Procédé de stimulation hydraulique de la roche d'un puits de forage (A) présentant un cuvelage (3) intérieur, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes de : mise en place dans le cuvelage (3) du puits (A) d'une conduite (1) pourvue, le long de sa face externe, de chemises (21, 22, 23, 24, 25) tubulaires expansibles, reliées fixement à la conduite (1), la conduite (1) présentant en regard de chaque chemise (21, 22, 23, 24, 25) au moins une ouverture (11) pour mettre en communication l'espace interne de la conduite (1) avec l'espace délimité par celle-ci et chaque chemise (21, 22, 23, 24, 25) ; injection dans ladite conduite (1) d'un fluide sous une première pression prédéterminée (P1), cette première pression (P1) étant suffisante pour provoquer l'expansion desdites chemises en direction de la paroi du cuvelage (3), de manière à venir s'appliquer de manière étanche contre cette paroi ; et en ce qu'il comporte pour chacune des zones (Z1, Z2, Z3, Z4, Z5, Z6) de la paroi du puits (A) à stimuler les étapes suivantes : mise en place, en aval d'une première zone (Z4) à stimuler, de moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) de la conduite (1); perforation de la paroi de la conduite (1), et au moins dans certains cas du cuvelage (3), au niveau de la première zone (Z4) à stimuler ; injection dans ladite conduite (1) d'un fluide sous une deuxième pression de stimulation (P2), différente de la première pression (P1), ce fluide étant destiné à s'engouffrer dans les ouvertures (11) respectives des chemises situées en amont des moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) mis en place, ainsi que dans les perforations (12) de la paroi de la conduite (1), et au moins dans certains cas du cuvelage (3), obtenues lors de la perforation au niveau de la première zone (Z4) à stimuler. 2. Procédé de stimulation hydraulique selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) sont placés en aval de l'ouverture (11) de la chemise (21, 22, 23, 24, 25) située en aval de la zone (Z1, Z2, Z3, Z4, Z5, Z6) à stimuler. 3. Procédé de stimulation hydraulique selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que, préalablement aux étapes précédentes, le cuvelage (3) du puits (A) a été perforé 16 3028879 au moins dans une partie desdites zones (Z1, Z2, Z3, Z4, Z5, Z6) et une opération de fracturation hydraulique a été mise en oeuvre dans le puits (A). 4. Procédé de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en ce que l'enchainement des étapes de mise en place des moyens 5 d'obturation, de perforation et d'injection du fluide de stimulation est effectué du côté aval du puits (A) vers l'amont du puits (A). 5. Procédé de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'étape de mise en place de moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) de la conduite (1), en aval de la première zone (Z4) de la paroi du puits (A) à stimuler, 10 comprend une étape d'injection d'une bille (13) à l'intérieur de la conduite (1) destinée à venir se plaquer de manière étanche contre un siège (14) ménagé à proximité de l'extrémité aval de la paroi intérieure de la conduite (1). 6. Procédé de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l'étape de mise en place de moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) 15 de la conduite (1), en aval de la première zone (Z4) de la paroi du puits (A) à stimuler, comprend une étape d'injection d'un obturateur à l'intérieur de la conduite (1) destinée à venir s'ancrer de manière étanche à proximité de l'extrémité aval de la paroi intérieure de la conduite (1). 7. Procédé de stimulation hydraulique selon la revendication 5 ou 6, caractérisé en 20 ce que l'étape de mise en place de moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) de la conduite (1), en aval d'une deuxième zone (Z3) de la paroi du puits (A) à stimuler, comprend une étape d'injection d'un obturateur (51) à l'intérieur de la conduite (1) destinée à venir s'ancrer de manière étanche dans la paroi intérieure de la conduite (1). 8. Dispositif de stimulation hydraulique destiné à mettre en oeuvre le procédé de 25 stimulation hydraulique de la roche d'un puits de forage (A) présentant un cuvelage (3) intérieur selon l'une des revendications 1 à 7, caractérisé en ce qu'il comprend : une conduite (1) tubulaire et plusieurs chemises (21, 22, 23, 24, 25) tubulaires expansibles dont les extrémités opposées sont reliées fixement et de manière étanche à la face externe de ladite conduite (1), la paroi de la 30 conduite (1) comportant au moins une ouverture (11) pour faire communiquer l'intérieur de la conduite (1) avec l'intérieur de chaque chemise (21, 22, 23, 24, 25); 17 3028879 des moyens d'injection dans ladite conduite (1) d'un fluide sous une première pression prédéterminée (P1), cette première pression (P1) étant suffisante pour provoquer l'expansion desdites chemises (21, 22, 23, 24, 25) en direction de la paroi du cuvelage (3), de manière à venir s'appliquer de 5 manière étanche contre cette paroi ; des moyens d'obturation (13, 51, 52, 53) de la conduite (1) destinés à être mis en place, en aval d'une première zone (Z4) de la paroi du puits (A) à stimuler ; des moyens de perforation (6) de la paroi de la conduite (1), et au moins 10 dans certains cas de la paroi du cuvelage (3), au niveau de la première zone (Z4) à stimuler ; des moyens d'injection dans ladite conduite (1) d'un fluide sous une deuxième pression de stimulation (P2), différente de la première pression (P1), ce fluide étant destiné à s'engouffrer dans les ouvertures (11) 15 respectives des chemises situées en amont des moyens d'obturation (13, 51, 52, 53), ainsi que dans les perforations (12) de la paroi de la conduite (1), et au moins dans certains cas du cuvelage (3), obtenues lors de la perforation au niveau de la première zone (Z4) à stimuler. 9. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 8, caractérisé en ce 20 que le fluide sous une deuxième pression de stimulation (P2) est destiné à s'engouffrer en outre dans l'ouverture (11) de la chemise située en aval de la zone à stimuler. 10. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 8 ou 9, caractérisé en ce que les moyens d'obturation comprennent un obturateur (51, 52, 53) portant des moyens d'étanchéité apte à venir s'appliquer contre la paroi intérieure de la conduite 25 (1) et des moyens d'ancrage dudit obturateur (51, 52, 53) dans la paroi intérieure de la conduite (1). 11. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 10, caractérisé en ce que ledit obturateur (51, 52, 53) est solidaire des moyens de perforation (6). 12. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 11, caractérisé en ce 30 que les moyens de perforation (6) se désolidarisent dudit obturateur (51, 52, 53) une fois ce dernier mis en place. 18 3028879 13. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 12, caractérisé en ce que les moyens de perforation (6) se désolidarisent dudit obturateur (51, 52, 53) une fois les perforations effectuées. 14. Dispositif de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 8 à 13, 5 caractérisé en ce que les moyens de perforation (6) portent des moyens de blocage (64) mobiles destinés à coopérer avec des rainures (15, 16) circulaires ménagées dans la paroi intérieure de la conduite (1). 15. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 14, caractérisé en ce qu'une première rainure circulaire (15) est ménagée en aval de la chemise située en aval 10 d'une zone à stimuler. 16. Dispositif de stimulation hydraulique selon la revendication 15, caractérisé en ce qu'une deuxième rainure circulaire (16) est ménagée en amont de la chemise située en aval de la zone à stimuler. 17. Dispositif de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 8 à 16, 15 caractérisé en ce que l'intérieur de la conduite (1) comprend en son extrémité aval un siège (14) apte à coopérer avec une bille (13) de façon à obturer ladite conduite (1). 18. Dispositif de stimulation hydraulique selon l'une des revendications 8 à 17, caractérisé en ce que lesdites ouvertures (11) sont équipées d'un clapet anti-retour, d'un dispositif d'obturation de l'ouverture (11) en cas de débit de fluide supérieur à une 20 valeur prédéterminée, ou d'une soupape de décharge. 19