Brevet FR3062873A1 — publié le 20180817

2016-IPM-099948-U1-FR 1 AUTOMATISATION DE LA MISE À L'ÉCHELLE SUPÉRIEURE D'UNE PERMÉABILITÉ RELATIVE ET D'UNE PRESSION CAPILLAIRE DANS DES SYSTÈMES À POROSITÉ MULTIPLE DOMAINE DE LA DIVULGATION La présente divulgation concerne, d'une manière générale, la caractérisation d'un réservoir et, plus particulièrement, des systèmes et des procédés pour mettre automatiquement à l'échelle supérieure une perméabilité relative dans des systèmes à porosité multiple comprenant des types de roches disparates en utilisant un simulateur de réservoir tridimensionnel (3D) pour obtenir une représentation amalgamée de type à porosité unique. CONTEXTE DE L'INVENTION L'identification des types de roches, également appelée pétrofaciès ou électrofaciès, en tant que procédé de caractérisation des réservoirs et des milieux poreux est indispensable pour prédire avec précision une production d'hydrocarbures à partir de réservoirs de subsurface. L'identification des pétrofaciès ou des électrofaciès est un procédé essentiel pour une mise à l'échelle supérieure, qui fait partie de la caractérisation et de l'analyse prédictive combinées des réservoirs, ou d'un procédé de simulation. Une mise à l'échelle supérieure fait référence au procédé consistant à attribuer des propriétés pétrophysiques et de conductivité hydraulique déterminées à partir de mesures à petite échelle à une échelle plus grande, qui sera généralement utilisée pour décrire les types de roches de subsurface dans les mailles d'un modèle de simulation de réservoir. Les pétrofaciès ou électrofaciès sont utilisés conjointement avec les propriétés pétrophysiques disparates, les propriétés hydrauliques, ou des combinaisons de celles-ci, pour caractériser spatialement un comportement d'écoulement de fluide multiphasique ou fractionné dans les cellules de la grille géocellulaire 3D. Une porosité multiple est l'une de ces propriétés hydrauliques qui peuvent être mesurées à des échelles plus petites. Cependant, comme les paramètres de porosité multiple compliquent l'analyse du transfert d'un fluide de subsurface et, par conséquent, augmentent la difficulté d'une telle analyse, les techniques classiques de mise à l'échelle supérieure supposent que tous les types de roches sont connectés uniformément afin de simplifier les solutions de mise à l'échelle supérieure. En réalité, les milieux poreux comprennent souvent de multiples types de roches comprenant de multiples types de porosité qui peuvent être définis par une connectivité de type inter- et intra-roche. Par conséquent, la mise à l'échelle supérieure classique ne parvient pas à modéliser avec précision le déplacement des fluides de subsurface au sein des milieux poreux. 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 2 L'incorporation des propriétés de porosité multiple des multiples types de roches peut améliorer les modèles de simulation des milieux poreux, ce qui, à son tour, peut permettre d'améliorer une prise de décision opérationnelle, notamment dans les opérations de forage et de gestion de réservoir. 5 BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES La présente divulgation est décrite ci-dessous en se référant aux dessins annexés sur lesquels des éléments identiques sont référencés avec des numéros de référence identiques, et sur lesquels : La figure 1 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant 10 un exemple d'environnement de puits de forage pour acquérir une carotte entière, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. La figure 2 est un diagramme illustrant un exemple de système de manipulation d'informations, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. La figure 3 est un diagramme illustrant un système permettant de collecter des 15 données de subsurface, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. LA FIGURE 4 est un diagramme d'un système à porosité multiple contenant deux types de roches. La figure 5 est un diagramme d'un modèle simplifié d'inter-transfert de fluide dans un assemblage à double porosité et à double perméabilité. 20 La figure 6 est un schéma de procédé illustrant un mode de réalisation d'un procédé pour mettre en oeuvre la présente divulgation. La figure 7 est un schéma de procédé illustrant un mode de réalisation d'un procédé de calcul d'une perméabilité absolue et relative en utilisant des procédés automatisés de simulation d'écoulement constant et non constant. 25 La figure 8 est un schéma de procédé illustrant un mode de réalisation d'un procédé de calcul d'une pression capillaire ou d'une courbe de caractérisation en utilisant des procédés de simulation de déplacement. La figure 9 illustre un modèle discrétisé à échelle fine de carottes comprenant un ou plusieurs blocs de grille pour une utilisation dans des simulations de déplacement, selon un 30 ou plusieurs aspects de la présente divulgation. La figure 10 illustre un schéma permettant de générer une courbe de pression capillaire à partir des résultats de drainage d'un procédé de simulation de déplacement. La figure 11 illustre une version simplifiée de la séquence du procédé de simulation de déplacement présenté sur la figure 6 et décrit sur la figure 8. 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 3 La figure 12 illustre les résultats de l'utilisation de trois exemples de techniques pour calculer la perméabilité relative de l'eau (KRW) et la perméabilité relative d'une huile (KROW), selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation. 5 DESCRIPTION DÉTAILLÉE DES MODES DE RÉALISATION PRÉFÉRÉS La présente divulgation résout une ou plusieurs déficiences de la technique antérieure en fournissant des systèmes et des procédés pour mettre automatiquement à l'échelle supérieure une perméabilité relative dans des systèmes à porosité multiple comprenant des types de roches disparates en utilisant un simulateur de réservoir tridimensionnel (3D) pour développer 10 une représentation amalgamée de type à porosité unique. Un modèle d'échange de fluides entre chaque type de porosité au sein d'un modèle à échelle fine, comprenant une perméabilité relative, une perméabilité absolue, et une pression capillaire pour exprimer un transport de fluide, permet de créer un modèle à échelle grossière pour une porosité multiple, de façon qu'une analyse complète de l'échange de fluides 15 puisse être simulée pour supporter une prise de décision opérationnelle. Le modèle d'échange de fluides peut être créé, en ce qui concerne la procédure, en utilisant une mise à l'échelle supérieure de la perméabilité relative sur la base de procédures d'écoulement fractionné et de déplacement. L'utilisation de procédures automatisées de déplacement constant et non constant permet de calculer la perméabilité relative de systèmes de fluides immiscibles à multiples phases/multiples 20 composants. L'effet de stratification sur un écoulement à multiples phases/multiples composants dans les milieux perméables permet de différencier l'effet d'une fraction volumique de type roche de l'effet de géométrie/distribution spatiale des pores. La description du débit et de la pression capillaire peut permettre la mise à l'échelle supérieure d'une perméabilité relative par des procédés de mise à l'échelle supérieure de la limite de viscosité et de capillarité. Une perméabilité 25 relative à multiples phases/multiples composants peut être calculée pour des géométries naturelles et composites disparates avec de multiples types de roches, de sorte que l'effet d'un échange de fluide à travers des types de roches indépendants et non congruents différenciés par la géométrie peut être modélisé. La présente invention peut améliorer l'analyse classique d'un écoulement 30 fractionné en réduisant le temps de calcul et l'interaction avec l'utilisateur. En incorporant une analyse de convergence, la présente invention permet à la simulation d'exécuter des analyses d'écoulement fractionné supplémentaires dès qu'une convergence est obtenue, élimine la nécessité d'une supervision du procédé par les utilisateurs, et termine les simulations non convergentes dès que cette détermination peut être faite. La présente invention permet également 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 4 d'augmenter la précision des résultats de la simulation en modélisant des processus d'écoulement fractionné par injection dans une carotte qui ont lieu dans un laboratoire physique afin de dériver une perméabilité absolue et relative. De manière similaire, la présente invention peut améliorer la simulation des propriétés d'une carotte par rapport aux procédés connus en prenant en compte les 5 types de porosité et la communication d'un fluide entre les types de porosité. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé de mise à l'échelle supérieure des propriétés d'un modèle à échelle fine dans un système à porosité multiple, comprenant : la sélection d'une première région d'un milieu poreux à mettre à l'échelle supérieure, dans lequel la première région comprend une première ou plusieurs propriétés de 10 subsurface régionale ; la génération d'un premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; l'initialisation du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, de la première ou des plusieurs propriétés de subsurface régionale ; le calcul d'une première perméabilité absolue et d'une première perméabilité relative pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, 15 d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; le calcul d'une première pression capillaire pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; la mise à l'échelle supérieure du premier modèle de porosité unique à échelle fine pour dériver un premier modèle de porosité unique à échelle grossière ; et la modification d'une 20 ou de plusieurs opérations de subsurface sur la base, au moins en partie, du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un support non transitoire lisible par ordinateur stockant une ou plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées, amènent un processeur à : sélectionner une première région d'un milieu poreux à mettre à l'échelle supérieure, 25 dans lequel la première région comprend une première ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; générer un premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; initialiser le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, de la première ou des plusieurs propriétés de subsurface régionale ; calculer une première perméabilité absolue et une première perméabilité relative pour le premier modèle de simulation 30 de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; calculer une première pression capillaire pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; mettre à l'échelle supérieure le premier modèle de porosité unique à échelle fine pour dériver un premier modèle de porosité unique à échelle grossière ; et afficher au moins l'une parmi la première perméabilité 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 5 absolue et la première perméabilité relative et la première pression capillaire du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, un procédé de mise à l'échelle supérieure d'une perméabilité relative dans un système à porosité multiple, comprenant : la 5 sélection d'une région d'un milieu poreux à mettre à l'échelle supérieure, dans lequel la région comprend une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale, et dans lequel une ou plusieurs parmi les une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale sont basées au moins en partie sur l'analyse d'une carotte de la région ; la génération d'un modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; l'initialisation du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la 10 base, au moins en partie, des une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; le calcul d'une perméabilité absolue et d'une perméabilité relative du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné, dans lequel un ou plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné comprennent : la sélection d'un stade d'accumulation de pression ; la comparaison 15 d'un débit d'injection à un taux de production, dans lequel le débit d'injection et le taux de production correspondent au stade d'accumulation de pression ; le calcul d'une perméabilité absolue sur la base, au moins en partie, du débit d'injection et du taux de production ; et le calcul d'une perméabilité relative sur la base, au moins en partie, de la perméabilité absolue ; le calcul d'une pression capillaire du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au 20 moins en partie, d'un ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement, dans lequel les un ou plusieurs procédés de simulation de déplacement comprennent la saturation d'un modèle discrétisé à échelle fine d'une carotte de la région avec un premier fluide ; l'injection d'un second fluide au-dessus du modèle discrétisé à échelle fine ; l'injection du premier fluide en dessous du modèle discrétisé à échelle fine ; et le calcul de la pression capillaire sur la base au moins en partie 25 de la saturation du modèle discrétisé à échelle fine ; le modèle de porosité unique à échelle fine pour dériver un modèle de porosité unique à échelle grossière ; et la modification d'une ou de plusieurs opérations de subsurface sur la base, au moins en partie, du modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière, dans lequel les une ou plusieurs opérations de subsurface comprennent au moins l'une parmi une opération de forage et une opération de gestion de 30 réservoir. Des modes de réalisation illustratifs de la présente invention sont décrits en détail dans le présent document. Dans un souci de clarté, toutes les caractéristiques d'une mise en oeuvre réelle peuvent ne pas être décrites dans le présent mémoire. On comprendra bien entendu que dans le développement d'un de ces modes de réalisation réels, de nombreuses 35 décisions-spécifiques liées à la mise en oeuvre peuvent être prises pour atteindre les objectifs 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 6 spécifiques de la mise en oeuvre, qui peuvent varier d'une mise en oeuvre à une autre. De plus, on comprendra qu'un tel effort de développement peut être complexe et demander du temps, mais ne sera toutefois qu'une entreprise routinière pour un spécialiste ordinaire du domaine qui bénéficie de la présente divulgation. 5 Divers aspects de la présente divulgation peuvent être mis en oeuvre dans divers environnements. La figure 1 est un diagramme schématique en coupe transversale représentant un exemple d'environnement de puits de forage pour acquérir des données et des échantillons de subsurface, notamment des carottes entières, et des données de pression et d'échantillon de fluide, afin d'analyser une ou plusieurs propriétés de subsurface selon un ou 10 plusieurs aspects de la présente divulgation. Un exemple d'environnement de puits de forage 100 pour acquérir des données de subsurface comprenant des données de changement de pression et de déplacement de fluide, selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation, est illustré. L'environnement de puits de forage 100 comprend un derrick 102 positionné au niveau d'une surface 104. Le derrick 102 peut soutenir des composants de l'environnement de puits de forage 15 100, notamment un train de forage 106. Le train de forage 106 peut comprendre un ou plusieurs tuyaux segmentés (non représentés) qui se prolongent en dessous de la surface 104 dans un puits de forage 108. Le train de forage 106 peut transmettre un fluide de forage (ou une boue de forage) nécessaire pour faire fonctionner un trépan de forage 110 positionné à l'extrémité du train de forage 106. La boue transmise par le train de forage 106 peut fournir le couple nécessaire pour 20 faire fonctionner le trépan de forage 110. Le poids du train de forage 106 peut fournir une force axiale sur le trépan de forage 110 qui, conjointement avec la rotation du trépan de forage 110, peut aider à forer le puits de forage 108 à travers les formations de subsurface 112 dans la terre. La pression, le débit, et d'autres données de production peuvent être capturés en utilisant une unité d'acquisition de données 128. Les données capturées peuvent être utilisées pour une simulation 25 ou l'étalonnage d'une modélisation, afin de guider les opérations de forage et la gestion de la production, ou n'importe quelle combinaison de celles-ci. Le train de forage 106 comprend un ensemble de fond de puits 114 positionné sur le train de forage 106 au-dessus du trépan de forage 110. L'ensemble de fond de puits 114 comprend une combinaison de divers composants, tels qu'une ou plusieurs masses-tiges 116, un 30 outil sismique 118, et un ensemble moteur de fond de puits 120 pour loger un moteur pour le trépan de forage 110. Dans certains aspects, les dispositifs de mesure peuvent comprendre un réseau de capteurs 122, qui peut inclure des capteurs de pression et de débit. Bien que la figure 1 illustre un environnement de subsurface à terre au niveau d'une surface 104, la présente divulgation envisage également un environnement en mer (non représenté). 35 L'un quelconque des modes de réalisation de la présente divulgation peut être 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 7 mis en oeuvre grâce à un programme d'instructions exécutable par un ordinateur, comme des modules de programme, généralement appelés applications logicielles ou programmes d'application exécutés par un ordinateur. Une application logicielle peut comprendre, par exemple, des routines, des programmes, des objets, des composants, des structures de données, 5 n'importe quelle autre instruction exécutable, ou n'importe quelle combinaison de ceux-ci, qui effectuent des tâches particulières ou qui implémentent des types abstraits de données particuliers. L'application logicielle forme une interface pour permettre à un ordinateur de réagir en fonction d'une source d'entrée. Par exemple, Nexus DesktopTM de Landmark Graphics Corporation peut être utilisé comme application d'interface pour implémenter l'un quelconque des modes de 10 réalisation de la présente divulgation. L'application logicielle peut également coopérer avec d'autres applications ou segments de code pour initier diverses tâches sur la base, au moins en partie, des données reçues, d'une source de données, ou de n'importe quelle combinaison de celles-ci. D'autres applications ou segments de code peuvent fournir des composants d'optimisation tels que, mais sans s'y limiter, des réseaux de neurones, une modélisation terrestre, 15 une mise en correspondance d'historiques, une optimisation, une visualisation, une gestion des données, et des données économiques. L'application logicielle peut être stockée, placée, ou les deux sur n'importe quel type de mémoire, telle qu'un CD-ROM, un disque magnétique, un disque optique, une mémoire à bulles, et une mémoire à semi-conducteurs (par exemple, divers types de RAM ou de ROM). En outre, l'application logicielle et une ou plusieurs entrées ou sorties peuvent 20 être transmises par divers supports tels que, mais sans s'y limiter, sans fil, par câble, par une fibre optique, par un fil métallique, par télémétrie, par un ou plusieurs réseaux (tel qu'Interne), ou n'importe quelle combinaison de ceux-ci. De plus, le spécialiste du domaine comprendra qu'un ou plusieurs des modes de réalisation peuvent comprendre diverses configurations de systèmes informatiques, notamment 25 des dispositifs portables, des systèmes à multiprocesseur, des systèmes électroniques grand public programmables ou à base de microprocesseurs, des miniordinateurs, des ordinateurs centraux, et n'importe quelle combinaison de ceux-ci. N'importe quel nombre de systèmes informatiques et de réseaux informatiques est acceptable pour une utilisation avec la présente divulgation. La divulgation peut être mise en pratique dans des environnements informatiques distribués où les 30 tâches sont exécutées par des dispositifs de traitement distants qui sont reliés par l'intermédiaire d'un réseau de communication. Dans un environnement informatique distribué, des modules de programme peuvent être situés à la fois sur des supports de stockage informatique locaux et distants, notamment des dispositifs de stockage à mémoire. La présente divulgation peut donc être implémentée en relation avec divers matériels, logiciels ou n'importe quelle combinaison de 35 ceux-ci, dans un système informatique, un système de manipulation d'informations, ou un autre 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 8 système de traitement. En se référant maintenant à la figure 2, un schéma de principe illustre un mode de réalisation d'un système pour implémenter un ou plusieurs modes de réalisation de la présente divulgation sur un ordinateur. Le système comprend un dispositif de calcul 200, parfois appelé 5 système de calcul ou système de manipulation d'informations, qui comprend une mémoire telle qu'une mémoire vive (RAM) 203, des programmes d'application (non représentés ici), une interface utilisateur 208 comprenant une souris 210 et un clavier 209, une interface vidéo 204, et une unité centrale de traitement (UC) 201. L'UC 201, l'interface vidéo 204 et la RAM 203 peuvent être connectées à un contrôleur de mémoire (MCH) 202. Le système peut également 10 comprendre un ou plusieurs dispositifs de stockage, tels qu'un élément de stockage à mémoire morte (ROM) contenant des instructions pour un système de base d'entrée/sortie (BIOS) 206 et un lecteur de disque dur 207. La ROM 206, le lecteur de disque dur 207, et l'interface utilisateur 208 peuvent être connectés à un autre contrôleur d'entrée/sortie (ICH) 205. Le MCH 202 et l' ICH 205 peuvent être connectés l'un à l'autre. Le dispositif de calcul est seulement un exemple 15 d'environnement informatique approprié et n'est pas destiné à suggérer une quelconque limitation en ce qui concerne la portée de l'utilisation ou de la fonctionnalité de la divulgation. Une mémoire ou un dispositif de stockage stocke principalement une ou plusieurs applications logicielles ou un ou plusieurs programmes, qui peuvent également être décrits comme étant des modules de programme contenant des instructions exécutables par un 20 ordinateur, qui peuvent être exécutées par l'unité de calcul pour implémenter un ou plusieurs modes de réalisation de la présente divulgation. Par conséquent, la mémoire peut comprendre un module de mise à l'échelle supérieure pour multiples porosités, qui peut activer un ou plusieurs des processeurs ou sous-processeurs illustrés sur les figures 6 à 8. Le module de mise à l'échelle pour multiples porosités peut intégrer une fonctionnalité provenant de programmes d'application 25 supplémentaires ou de tiers, comme Nexus DesktopTM, de fichiers systèmes stockés dans une mémoire ou sur un dispositif de stockage. Par exemple, Nexus DesktopTM peut être utilisé comme application d'interface pour mettre en oeuvre certaines des étapes présentées sur les figures 6 à 8. Des fichiers systèmes, comme un fichier texte ASCII, peuvent être utilisés pour stocker les instructions, une entrée de données, ou les deux pour le simulateur de réservoir, comme cela peut 30 être requis, par exemple, dans l'étape 601 de la figure 6, l'étape 701 de la figure 7, ou l'étape 801 de la figure 8 mentionnées dans le présent document. Bien que Nexus DesktopTm puisse être utilisée comme application d'interface, d'autres applications d'interface peuvent être utilisées, ou le module de mise à l'échelle supérieure pour perméabilité relative peut être utilisé comme application autonome. 35 Bien que, tel que représenté, le dispositif de calcul 200 possède une ou 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 9 plusieurs mémoires généralisées, le dispositif de calcul 200 comprend généralement une variété de supports non transitoires lisibles par ordinateur. À titre d'exemple, mais sans s'y limiter, les supports non transitoires lisibles par ordinateur peuvent comprendre des supports de stockage informatique et des supports de communication. La mémoire peut comprendre un support de 5 stockage informatique, tel qu'une ROM et une RAM, la forme d'une mémoire volatile, d'une mémoire non volatile, ou les deux. Un système de base d'entrée/sortie (BIOS), contenant les routines de base qui aident à transférer des informations entre des éléments au sein de l'unité de calcul, par exemple lors du démarrage, est généralement stocké dans une ROM. La RAM contient généralement des données, des modules de programme, d'autres instructions exécutables, ou 10 n'importe quelle combinaison de ceux-ci qui sont immédiatement accessibles à, en cours de fonctionnement sur, l'unité de traitement, ou les deux. À titre d'exemple, mais sans s'y limiter, le dispositif de calcul 200 peut comprendre un système d'exploitation, des programmes d'application, d'autres modules de programme, et des données de programme. Les composants présentés dans la mémoire peuvent également être inclus dans 15 d'autres supports non transitoires de stockage informatique amovibles/non amovibles, volatils/non volatils ou les composants peuvent être implémentés dans le dispositif de calcul 200 par l'intermédiaire d'une interface de programmation d'applications (« API ») ou d'une informatique en nuage, qui peut résider sur un dispositif de calcul séparé connecté par l'intermédiaire d'un système ou réseau informatique (non représenté). Par exemple uniquement, 20 un lecteur de disque dur peut lire ou écrire à partir de supports magnétiques non volatils et non amovibles, un lecteur de disque magnétique peut lire ou écrire à partir d'un disque magnétique non volatil et amovible, et un lecteur de disque optique peut lire ou écrire à partir d'un disque optique non volatil et amovible, tel qu'un CD-ROM ou un autre support optique. D'autres supports de stockage informatique amovibles/non amovibles, volatils/non volatils qui peuvent 25 être utilisés dans l'exemple d'environnement d'exploitation peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, les cassettes à bande magnétique, les cartes à mémoire flash, les disques numériques universels, une bande-vidéo numérique, une RAM à l'état solide, une ROM à l'état solide ou équivalent. Les lecteurs et leur support de stockage informatique associé mentionnés ci-dessus fournissent un stockage d'instructions lisibles par ordinateur, des structures de données, des 30 modules de programme et d'autres données pour l'unité de calcul. Le dispositif de calcul 200 peut recevoir des commandes ou des informations provenant d'un utilisateur par l'intermédiaire de l'interface utilisateur 208 et des dispositifs d'entrée associés, comme un clavier 209 et une souris 210. Les dispositifs d'entrée peuvent comprendre un microphone, un joystick, une antenne parabolique, un scanner, une reconnaissance 35 vocale ou gestuelle, et équivalents (non représenté). Ces dispositifs d'entrée et d'autres sont 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 10 souvent connectés à l'unité de traitement par l'intermédiaire de l'interface utilisateur 208 qui est couplée à l'ICH 205, mais ils peuvent être connectés par l'intermédiaire d'une autre interface et d'autres structures de bus, comme un port parallèle ou un bus série universel (USB) (non représenté). 5 Un moniteur ou un autre type de dispositif d'affichage (non représenté) peut être connecté au MCH 202 par l'intermédiaire d'une interface, telle qu'une interface vidéo 204. Une interface utilisateur graphique (« GUI ») peut également être utilisée avec l'interface vidéo 204 pour recevoir des instructions provenant de l'interface utilisateur 208 et transmettre les instructions à l'unité centrale de traitement 201. Une GUI peut être utilisée pour afficher les sorties 10 des processeurs décrits sur les figures 6, 7 et 8, et peut être utilisée pour rafraîchir ou afficher une modification d'opérations de subsurface ou d'activités de production. En plus de l'interface vidéo 204, le dispositif de calcul 200 peut également comprendre d'autres dispositifs périphériques de sortie, tels que des haut-parleurs, une imprimante, une mémoire externe, n'importe quel autre dispositif, ou n'importe quelle combinaison de ceux-ci (non représenté), qui peuvent être 15 connectés par l'intermédiaire d'une interface périphérique de sortie (non représentée). Bien que de nombreux autres composants internes du dispositif de calcul 200 ne soient pas représentés, l'homme du métier comprendra que ces composants et leur interconnexion sont bien connus. En se référant à la figure 3, un ensemble 300 peut être utilisé pour capturer des 20 données de subsurface 304 qui peuvent être fournies en retour à un simulateur. Un outil de détection de subsurface 118 comprenant des capteurs 122 peut détecter des changements dans une ou plusieurs conditions de subsurface, comme décrit sur la figure 1, notamment une pression, des débits, et d'autres données. Les informations acquises par l'outil de détection de subsurface 118 peuvent être fournies à l'unité d'acquisition de données 128. L'unité d'acquisition de données 25 128, comprenant un dispositif de stockage 302, peut stocker des données de subsurface 304 sur le dispositif de stockage 302. Le dispositif de stockage 302 peut comprendre divers supports de stockage, comme un CD-ROM, un disque magnétique, un disque optique, une mémoire à bulles, une mémoire à semi-conducteurs (par exemple, divers types de RAM ou de ROM), et n'importe quelle combinaison de ceux-ci. Les données de subsurface 304 peuvent être partagées avec un 30 dispositif de communication 310A comprenant une antenne 312A. Le dispositif de communication 310A peut communiquer avec un réseau 308 par l'intermédiaire de l'antenne 312A, qui peut transmettre des données de sub surface 304 à un second dispositif de communication 310B, comprenant une antenne 312B. Le second dispositif de communication 312B peut ensuite fournir les données de sub surface 304 à un système de manipulation 35 d'informations 200, comme décrit sur la figure 2. Le système de manipulation d'informations 200 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 11 peut stocker les données de subsurface 304 reçues dans un dispositif à mémoire 318, comprenant en outre des instructions 320 pour manipuler les données de subsurface 304. Les instructions 320 peuvent demander aux données de subsurface 304 de passer à travers le bus 316, qui peut comprendre l'ICH 205 ou le MCH 202 sur la figure 2, pour atteindre l'UC 201 à des fins de 5 traitement. L'UC 201 peut renvoyer une sortie des instructions 320 par l'intermédiaire du bus 316 pour qu'elle soit stockée dans le dispositif à mémoire 318 ou à des fins d'affichage sur une unité d'affichage 322. Dans certains modes de réalisation, les données de subsurface 304 peuvent être fournies à un simulateur en temps réel pour permettre la modélisation de conditions de subsurface et une prise de décision opérationnelle. Dans d'autres modes de réalisation, les données de 10 sub surface 304 peuvent être stockées pour un traitement et une fourniture future à un simulateur pour permettre la modélisation de conditions de subsurface et une prise de décision opérationnelle. La description suivante comprend des procédés automatisés pour des propriétés d'échelle fine, notamment la mise à l'échelle supérieure d'une perméabilité absolue, d'une perméabilité relative, et d'une pression capillaire, en utilisant un écoulement fractionné de 15 liquide dans des systèmes comprenant des types de roches disparates décrits par un classement de type à porosité multiple. En général, les modèles de perméabilité unique et de porosité unique ignorent la communication fluidique de type inter-roche. En incluant des informations de porosité multiple à échelle fine pour une pluralité de types de roches dans un procédé de mise à l'échelle supérieure, il peut être obtenu un modèle de perméabilité unique et de porosité unique qui est 20 meilleur que les modèles traditionnels en prenant en compte la communication fluidique entre les types de porosité, ce que les modèles traditionnels ignorent. Bien que des assemblages de double porosité et de double perméabilité soient discutés, la présente divulgation envisage que l'un quelconque des modes de réalisation soit tout aussi applicable à l'analyse de modèles à dimension plus élevée. 25 En se référant maintenant aux figures 4 et 5, un matériau de subsurface peut comprendre de multiples types de roches comprenant de multiples porosités. Les modèles de double perméabilité et de double porosité permettent de modéliser efficacement un écoulement de fluide au sein d'un milieu poreux fracturé et peuvent être étalonnés sur la base d'une pluralité de paramètres pour simuler un réservoir particulier d'une formation, par exemple un réservoir de 30 la formation de sub surface 112 sur la figure 1. La figure 4 illustre un exemple de simplification d'une modélisation de transferts de fluide de subsurface dans laquelle un bloc de grille à échelle fine comprenant des assemblages de double perméabilité et de double porosité 401 peut être modélisé sous la forme de deux types de roches ayant des porosités et perméabilités 402, 403 différentes. Dans des assemblages plus complexes comprenant trois ou plus de trois types de 35 porosité, une communication fluidique peut se produire uniquement entre des paires sélectionnées 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 12 de types de porosité et ne peut pas se produire entre d'autres paires de types de porosité. La Figure 5 illustre un exemple de modèle de transfert de fluide comprenant des transferts de fluide intraet inter-porosité. Les transferts au sein des blocs de grille de même porosité 501, 502 illustrent un transfert de fluide intra-porosité et les transferts entre les blocs de grille de porosités différentes 5 503 représentent un transfert de fluide inter-porosité. Le traitement séparé de différents types de roches ou de différents transferts de fluide inter- ou intra-porosité avant l'agrégation des résultats simplifie les calculs de modélisation, et permet des résultats de simulation plus rapide et une caractérisation en champ lointain des constituants minéraux peu échantillonnés constituant le milieu poreux. 10 En se référant maintenant à la figure 6, un schéma de procédé d'un mode de réalisation d'un procédé 600 permettant de mettre en oeuvre la présente divulgation est illustré. Le procédé 600 illustre le développement des propriétés d'un modèle de porosité unique à échelle grossière applicables à une analyse à plus grande échelle basé sur la convergence de simulations de perméabilité absolue et relative et la convergence de simulations de pression capillaire. Le 15 procédé inclut les bénéfices des modèles de porosité multiple, notamment une modélisation de transfert de fluide plus précise, et le bénéfice des modèles de porosité unique à échelle fine d'un milieu poreux tout en effectuant les simulations requises en utilisant un procédé de modélisation automatisé à échelle efficace. Les sorties du procédé peuvent comprendre une perméabilité relative et absolue, une porosité, une pression capillaire, et des tenseurs de perméabilité. 20 Dans l'étape 601, une zone d'intérêt du réservoir à mettre à l'échelle supérieure peut être sélectionnée sur la base de propriétés minéralogiques et pétrophysiques. Une ou plusieurs caractéristiques ou propriétés du milieu poreux de la région sélectionnée peuvent être reçues en tant qu'entrées. Les une ou plusieurs propriétés du milieu poreux peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, la répartition des multiples types de porosité, ainsi que des valeurs mesurées 25 de perméabilité absolue, de perméabilité relative, de pression capillaire, et de porosité des multiples types de porosité. Des données de roche de subsurface régionale, notamment la porosité, peuvent être acquises en utilisant des analyses de tomographie informatisée (CT), d'imagerie par résonance magnétique (IRM), ou des analyses similaires conjointement avec l'équipement identifié sur les figures 1 et 3 ou un équipement similaire. Dans un ou plusieurs modes de 30 réalisation, un utilisateur sélectionne la région par l'intermédiaire d'un ou de plusieurs dispositifs d'entrée tels que, mais sans s'y limiter, un dispositif d'affichage 204, une souris 209, et un clavier 210 sur la figure 2. Dans l'étape 602, un modèle de simulation de porosité unique à échelle fine, comprenant les propriétés d'un modèle à échelle fine, est initialisé avec les valeurs fournies dans 35 l'étape 601. Les valeurs d'initialisation peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, la répartition 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 13 des multiples types de porosité, ainsi que des valeurs mesurées de perméabilité absolue, de perméabilité relative, de pression capillaire, et de porosité des multiples types de porosité. Le modèle de simulation numérique d'écoulement comprend une description du milieu poreux à modéliser en termes de propriétés pétrophysiques ; de relations des multiples porosités ; de 5 description de modèle de fluide, notamment les phases du fluide et une caractérisation de pression-volume-température ; d'interaction roche-fluide, notamment la perméabilité relative ; de pression capillaire ; et de contacts/équilibre du fluide. La simulation peut modéliser l'injection et la production d'un fluide dans, depuis ou à la fois dans et depuis le milieu poreux décrit. L'initialisation du modèle de simulation peut comprendre la définition des relations inter- et intra- 10 porosité entre la roche en échelle fine et les multiples types de porosité. L'agencement spatial des types de porosité pour prendre en compte les types qui peuvent échanger des fluides peut être pris en compte dans la grille fine. Dans l'étape 606, il peut être mis en oeuvre un ou plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné impliquant le modèle de simulation de porosité unique à 15 échelle fine créé dans l'étape 602 pour calculer la perméabilité absolue et relative d'un ou de plusieurs types de roches comprenant la région sélectionnée. Les calculs du procédé automatisé de simulation d'écoulement constant et non constant comprenant des types de roches disparates sont décrits avec de plus amples détails sur la figure 7. En général, un ou plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné peuvent comprendre l'injection d'un mélange de deux ou plus 20 de deux matières dans des types de roches perméables. Ceci peut être caractérisé par une injection à deux phases quand deux matières sont injectées. Les matières d'injection peuvent comprendre des fluides, des gaz, des vapeurs, des solides, et n'importe quelle combinaison de ceux-ci. La présente divulgation envisage que n'importe quel fluide d'injection puisse être remplacé par un ou plusieurs autres types de matière d'injection. L'écoulement fractionné pour un composant 25 liquide donné est le rapport entre le débit d'injection du liquide donné et le débit total d'injection pour la totalité de l'écoulement du fluide. Par exemple, un écoulement fractionné de liquide peut être composé de 82 % d'eau et de 18 % d'huile. L'écoulement fractionné d'un liquide injecté peut être comparé à l'écoulement fractionné d'un fluide de production, le fluide de production étant le fluide renvoyé au-dessus de la surface ou de la mer. Une différence entre la proportion du fluide 30 de production et la proportion du flux injecté peut indiquer une interaction avec un ou plusieurs réservoirs de fluide de subsurface. De manière similaire, une différence entre le taux total d'injection et le taux total de production peut signaler un changement de pression du fluide injecté à l'intérieur du milieu poreux du modèle. Un changement de pression peut indiquer une interaction fluidique avec une fracture, une druse, ou une occlusion ; une interaction fluidique 35 entre des types de roches ayant une perméabilité, porosité et mouillabilité différentes au sein du 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 14 milieu poreux ; et n'importe quelle combinaison de celles-ci. Les sorties du procédé de simulation d'écoulement fractionné peuvent être évaluées afin de déterminer si les valeurs de perméabilité absolue et relative convergent pendant les procédés de simulation d'écoulement fractionné ou si les procédés doivent être arrêtés pour ne 5 pas avoir convergé. Si les valeurs de perméabilité convergent pour correspondre à l'intérieur d'une tolérance prédéfinie de valeurs attendues de perméabilité absolue et relative, alors le procédé 600 peut continuer. Cependant, si les procédés automatisés de simulation d'écoulement fractionné sont incapables de converger vers la tolérance prédéfinie de valeurs attendues de perméabilité absolue et relative, le procédé de simulation entier 600 peut se terminer (non 10 représenté). Une ou plusieurs des propriétés du modèle à échelle fine peuvent être modifiées sur la base, au moins en partie, des changements de pression et de débit fractionné du fluide dans les procédés de simulation d'écoulement fractionné. La modification des une ou plusieurs propriétés du modèle à échelle fine peuvent nécessiter une validation. Par exemple, un 15 opérateur ou un procédé automatisé peut tenter de valider des données de laboratoire en comparant les résultats d'une simulation à une injection dans une carotte réalisée dans un laboratoire. Dans l'étape 610, un ou plusieurs procédés de simulation de déplacement sont mis en oeuvre en utilisant le modèle de porosité unique à échelle fine. Les procédés de simulation de déplacement sont décrits avec de plus amples détails sur les figures 8 et 11. À la différence des 20 procédés de simulation d'écoulement fractionné de l'étape 606 dans lesquels deux matières sont injectées, un procédé de simulation de déplacement peut impliquer l'injection d'une unique matière pour mesurer le déplacement des matières traversant le milieu poreux. Les une ou plusieurs simulations de déplacement peuvent être comparées à une valeur de pression capillaire mesurée d'une carotte ou à une courbe de caractérisation de pression capillaire afin de déterminer 25 si le procédé de simulation converge vers une valeur réaliste. Ces sortis de la simulation de pression capillaire peuvent représenter une amélioration par rapport aux procédés traditionnels de calcul de pression capillaire, car les simulations de déplacement peuvent prendre en compte de multiples types de porosité, contrairement aux modèles traditionnels. Les autres moyens d'évaluation d'une pression capillaire peuvent comprendre de multiples réalisations d'inter- 30 porosité, des séries représentatives, et des assemblages parallèles et aléatoires de types de roches. Les résultats du procédé de simulation de déplacement peuvent être évalués afin de déterminer si les valeurs de pression capillaire convergent pendant les procédés de simulation de déplacement ou si les procédés doivent être arrêtés pour ne pas avoir convergé. Si les valeurs de pression capillaire convergent vers une tolérance prédéfinie de valeurs attendues de 35 pression capillaire, alors le procédé 600 peut continuer. Cependant, si les procédés automatisés 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 15 de simulation d'écoulement fractionné sont incapables de converger vers une tolérance prédéfinie de valeurs attendues de pression capillaire, le procédé de simulation entier 600 peut se terminer (voir la figure 8). Les propriétés du modèle à échelle fine comme, par exemple, la pression 5 capillaire ou une courbe de pression capillaire, peuvent être modifiées manuellement ou automatiquement sur la base, au moins en partie, des résultats des procédés de simulation de déplacement effectués. Les résultats des procédés de simulation de déplacement peuvent être confirmés par des comparaisons physiques en laboratoire et une simulation de modèles à échelle fine d'un échantillon de milieu poreux. Les procédés de simulation d'écoulement fractionné 10 peuvent nécessiter un ajustement manuel, inclure une analyse de convergence et un ajustement de débit. Des procédés de simulation de déplacement supplémentaires peuvent être effectués de manière itérative en utilisant une grille discrétisée de plus en plus finement jusqu'à ce que la grille soit insensible à un affinage supplémentaire (non représenté). Dans l'étape 614, le modèle de porosité unique mis à l'échelle supérieur 15 résultant décrivant le milieu poreux peut lui-même nécessiter une mise à l'échelle supérieure. Un opérateur ou un procédé automatisé peut stipuler une mise à l'échelle supérieure afin de décrire une zone d'intérêt plus grande, de créer un modèle mis à l'échelle supérieure qui peut être intégré à des modèles d'échelle similaire, de réduire les besoins en ressource et en calcul pour évaluer la zone d'intérêt, ou pour d'autres raisons. Le procédé peut mettre en oeuvre à plusieurs reprises les 20 étapes 602 à 610 si une mise à l'échelle supérieure supplémentaire est nécessaire pour obtenir un modèle à échelle de plus en plus grossière. Dès que le modèle atteint le niveau souhaité de mise à l'échelle supérieure sur la base d'une ou de plusieurs des raisons identifiées ci-dessus, le procédé 600 peut passer à l'étape 618. Dans l'étape 618, la zone d'intérêt sélectionnée dans 601 est comparée à une 25 liste de zones d'intérêt identifiées à des fins d'évaluation. Si une zone d'intérêt identifiée n'a pas été évaluée, le procédé peut répéter les étapes 601 à 614 décrites ci-dessus pour cette zone d'intérêt. Ce procédé peut impliquer l'évaluation, la simulation, ou à la fois l'évaluation et la simulation d'une ou de plusieurs carottes, de façon que de multiples zones d'intérêt puissent être modélisées et mises à l'échelle supérieure. Si toutes les zones d'intérêt ont été évaluées, le procédé 30 peut passer à l'étape 620. Dans l'étape 620, les propriétés de porosité unique à échelle grossière mises à l'échelle supérieure peuvent être utilisées pour modifier une ou plusieurs opérations de subsurface. Les exemples suivants sont illustratifs et ne sont pas destinés à être une limite. Par exemple, un opérateur peut utiliser les valeurs de perméabilité relative et de pression capillaire 35 mises à l'échelle supérieure du modèle pour évaluer une zone d'intérêt dans le cadre de la 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 16 préparation d'un forage et d'une production future, et pour développer des stratégies de gestion de réservoir. La modification ou l'altération d'opérations de forage et de stratégies de gestion de réservoir peuvent comprendre l'identification de nouveaux sites de forage et d'opportunités pour des sites de forage existants, la modification d'opérations de forage existantes, la modification 5 des débits et/ou des proportions de fluides de stimulation nouveaux et existants, la modification des débits et/ou des proportions de tensioactifs nouveaux et existants, la modification des débits et/ou des proportions d'autres fluides et matières, la modification des vitesses de pompage et/ou l'introduction d'un nouvel équipement de pompage et/ou le retrait d'un équipement de pompage existant, l'application de techniques de récupération assistée du pétrole, et n'importe quelle 10 combinaison de ceux-ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'altération ou la modification d'opérations de forage et de stratégies de gestion de réservoir peuvent modifier la mouillabilité d'un milieu poreux pour déplacer les fluides piégés au sein du milieu. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, l'altération ou la modification d'une opération de subsurface peut comprendre la modification d'une profondeur de forage, d'un emplacement de forage, d'une vitesse de forage, 15 la modification d'un angle de forage, l'arrêt d'un forage, et n'importe quelle combinaison de ceux- ci. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, Des opérateurs peuvent utiliser les sorties de la présente invention pour déterminer s'il faut continuer des opérations au niveau d'un puits particulier et si et où il faut forer des puits supplémentaires. L'opérateur peut modifier les 20 une ou plusieurs opérations de subsurface sur la base d'un affichage des sorties du procédé de simulation sur une GUI ou sur des documents imprimés. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, les sorties du procédé peuvent être affichées sous forme graphique. En variante, un procédé recevant en temps réel des données provenant d'opérations de subsurface peut directement modifier les opérations sur la base des propriétés de porosité unique à échelle 25 grossière mises à l'échelle supérieure. La figure 7 est un schéma de procédé illustrant un mode de réalisation du procédé de calcul d'une perméabilité absolue et relative en utilisant des procédés automatisés de simulation d'écoulement constant et non constant, comme décrit dans l'étape 606 de la figure 6. Un utilisateur peut lancer un calcul de procédés avec un écoulement constant ou non constant, à 30 sa discrétion, ou le calcul peut être automatique. Dans l'étape 701, des données et instructions de simulateur de milieu poreux/carotte peuvent être fournies à un simulateur de réservoir, lesdites données pouvant être acquises en utilisant des procédés et des estimations qui sont bien connus dans la technique. Les données de simulateur fournies peuvent comprendre des propriétés de roche dérivées d'une échelle fine telles que, mais sans s'y limiter, une porosité, une perméabilité 35 absolue, une perméabilité relative, et une pression capillaire. Les données et estimations de 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 17 simulateur fournies peuvent comprendre des données de subsurface acquises avec un équipement de forage de subsurface identifié sur les figures 1 et 3. Le simulateur peut générer des instructions de simulateur de carotte contenant au moins un modèle/type de fluide, des écoulements fractionnés automatisés, des descriptions d'équilibre, des commandes de simulateur de sortie, des 5 emplacements d'injecteur/producteur, et des minutages et des descriptions de pression-volume- température (PVT). Ces sorties peuvent être utilisées pour formuler un modèle numérique de la carotte à des fins de simulation. Dans l'étape 702, le modèle numérique de l' étape 701 peut être fourni à un algorithme de prétraitement du simulateur de carotte. L'algorithme de prétraitement peut désigner 10 et attribuer les régions de perméabilité relative et de pression capillaire sur la base des instructions fournies au simulateur par l'utilisateur dans l'étape 701. L'algorithme de prétraitement peut sortir un modèle initialisé de la carotte à des fins de modélisation par le simulateur. Dans l'étape 704, le simulateur de carotte peut exploiter le modèle numérique pour déterminer une étape de moment d'accumulation de pression. Le simulateur peut avancer 15 une étape de moment d'accumulation de pression dynamique, l'étape de moment pouvant dépendre de l'au moins un modèle/type de fluide, des écoulements fractionnés automatisés, des descriptions d'équilibre, des commandes de simulateur de sortie, des emplacements d'injecteur/producteur, et des minutages et des descriptions de pression-volume-température (PVT) fournis dans l' étape 701. 20 Dans l'étape 706, le stade d'accumulation de pression de la simulation peut être initié en utilisant le simulateur pour augmenter le débit pendant une période de temps correspondant à l'accumulation de pression. L'augmentation du débit peut augmenter progressivement la pression dans le modèle et peut également maintenir une solution de pression douce pour le modèle numérique. Une solution de pression douce peut éviter des instabilités 25 numériques qui pourraient provoquer la saturation du modèle jusqu'à son oscillation. Lors de l'initialisation du stade d'accumulation de pression, la simulation peut progresser jusqu'à l'étape 710. Dans l'étape 710, un compteur d'itération du modèle numérique est évalué afin de déterminer si un nombre minimum d'étapes de moment d'accumulation de pression s'est 30 produit. Si le nombre d'étapes de moment d'accumulation de pression est inférieur ou égal au paramètre de commande de moment d'accumulation de pression établi dans l'étape 701, le simulateur passe à l'étape 712. Dans l'étape 712, la simulation incrémente le compteur d'itération de phase d'accumulation et une accumulation de pression supplémentaire est simulée, avant de retourner à 35 l'étape 710 où l'évaluation du compteur d'itération pour le stade d'accumulation de pression peut 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 18 être réévaluée. Dès que le compteur d'itération dépasse le paramètre de contrôle de moment d'accumulation de pression, la simulation peut se poursuivre à l'étape 714. Dans l'étape 714, le simulateur peut initialiser un stade de fluide fractionné pour le modèle numérique sur la base de la complétion de la phase d'accumulation de pression 5 dans les étapes 706 à 712 en utilisant des paramètres de commande utilisateur fournis aux instructions de simulateur de carotte dans l'étape 701. La simulation peut suivre le nombre de stades d'écoulement fractionné simulés qui ont été simulés en initialisant un compteur de stade d'écoulement fractionné dans l'étape 714 et en incrémentant le compteur dans l'étape 723 après la simulation de chaque étape de moments d'écoulement fractionné par le simulateur. Le 10 simulateur peut produire un débit d'injection sur la base d'un débit d'injection. Le débit d'injection doit être représentatif d'une section du débit de fluide dans le milieu poreux. Des taux de production sont générés en utilisant le simulateur pendant un incrément temporel correspondant à une étape de moment d'écoulement de fluide fractionné prédéterminée sur la base de données de débit d'injection capturées sur le terrain. 15 Dans l'étape 720, la simulation peut évaluer si le taux de production produit par le simulateur dans l'étape 714 ou l'étape 723 converge avec un débit d'injection. Si le taux de production produit par le simulateur dans l'étape 714 ou l'étape 723 converge avec le débit d'injection fourni au simulateur, la simulation peut se poursuivre à l'étape 722 afin de quantifier la convergence. Si le taux et le débit ne convergent pas, la simulation peut se terminer. 20 Dans l'étape 722, la simulation peut quantifier la convergence de l'étape 720 de façon que la convergence quantifiée puisse être comparée à une tolérance prédéterminée. La tolérance prédéterminée peut être fournie par un utilisateur dans l'étape 701. Si le débit d'injection et le taux de production n'ont pas convergé pour satisfaire la tolérance prédéterminée, la simulation peut se poursuivre à l'étape 723. Cependant, si la tolérance prédéterminée est satisfaite, 25 la simulation peut se poursuivre à l'étape 724, où la simulation peut augmenter un fluide comprenant l'écoulement fractionné et diminuer un autre fluide comprenant l' écoulement fractionné. Dans l'étape 723, la simulation peut exécuter une simulation d'écoulement pour l'étape de moment de stade d'écoulement fractionné déterminée dans l'étape 714. Après 30 l'exécution de la simulation d'écoulement, la simulation peut retourner à l'étape 720 pour évaluer la convergence du taux de production et du débit d'injection. Dans l'étape 724, la simulation peut déterminer si tous les stades d'écoulement de fluide fractionné ont été évalués sur la base des données fournies dans l'étape 701 et du compteur de stade d'écoulement fractionné calculé dans l'étape 714. Si des stades d'écoulement 35 de fluide fractionné supplémentaires n'ont pas encore été évalués, la simulation peut se poursuivre 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 19 à l'étape 726 afin de sélectionner un autre stade d'écoulement de fluide. Si tous les stades d'écoulement fractionné ont été évalués, la simulation peut se poursuivre à l'étape 728 afin de calculer une perméabilité absolue. Dans l'étape 726, la simulation peut sélectionner le prochain stade 5 d'écoulement fractionné non évalué à des fins d'évaluation. Les étapes 714 à 724 peuvent être répétées pour le stade d'écoulement fractionné non évalué sélectionné. Ce procédé peut être répété jusqu'à ce que tous les stades d'écoulement fractionné aient été évalués par la simulation. Dans l'étape 728, la simulation peut calculer une perméabilité absolue de la carotte simulée sur la base d'un écoulement de composant initial de 100 %, c'est-à-dire sur la 10 base d'un unique écoulement de fluide. Les calculs de la perméabilité absolue utilisent le débit d'injection et le taux de production appliqués dans le stade d'écoulement fractionné commençant dans l'étape 714. Dès que les calculs de perméabilité absolue sont terminés, la simulation peut passer à l'étape 730. Dans l'étape 730, la simulation peut utiliser la collection de résultats 15 d'écoulement fractionné générée dans l'étape 723 et la valeur de perméabilité absolue calculée dans l'étape 728 afin de calculer la perméabilité relative de la carotte simulée et le procédé de simulation d'écoulement fractionné se termine. Les sorties du procédé, notamment la perméabilité absolue et la perméabilité relative, peuvent être utilisées dans des procédés automatisés de simulation d'écoulement constant et non constant et fournies à d'autres simulations, comme décrit 20 dans l'étape 606 de la figure 6. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, ces sorties peuvent être utilisées pour modifier une ou plusieurs opérations de subsurface. On se réfère maintenant à la figure 8, qui illustre davantage les un ou plusieurs procédés de simulation de déplacement réalisés dans l'étape 610 de la figure 6. Les procédés de simulation de déplacement sont utilisés pour dériver une pression capillaire, ou une unique courbe 25 de pression capillaire de drainage, représentant les effets composites d'une carotte comprenant différents types de porosité et de roche. La courbe de pression capillaire peut généralement décrire des pressions capillaires et des valeurs de saturation d'une carotte et des types de porosité et de roche correspondants. La courbe peut décrire l'interaction entre la pression capillaire et la saturation pour diverses matières d'injection. Les matières d'injection peuvent comprendre des 30 fluides, des gaz, des vapeurs, des solides, et n'importe quelle combinaison de ceux-ci. La présente divulgation envisage que n'importe quel fluide d'injection puisse être remplacé par un ou plusieurs autres types de matière d'injection comme, mais sans s'y limiter, l'eau, une solution salée, une huile, un gaz, et leurs mélanges. Les procédés de simulation de déplacement peuvent réduire de manière bénéfique la quantité et les dépenses associées des mesures de pression 35 capillaire effectuées en laboratoire. 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 20 Un procédé de simulation de déplacement peut nécessiter une carotte. Par exemple, une carotte peut avoir un diamètre d'environ plusieurs pouces et une longueur d'un ou de plusieurs pieds et peut être acquise avec un équipement identifié sur la figure 1 ou un équipement de forage de subsurface similaire. Le procédé peut nécessiter une répartition à échelle 5 fine de types de roches, de types de porosité, ou les deux au sein de la carotte, qui peut être obtenue par des analyses de tomographie informatisée (CT), d'imagerie par résonance magnétique (IRM), ou des analyses similaires. Le procédé de simulation de déplacement peut nécessiter en outre des courbes de pression capillaire pour chaque type de roche et type de porosité trouvés dans la carotte. Comme alternative aux courbes de pression capillaire des types de roche comprenant la 10 carotte, une représentation générique de pression capillaire peut être utilisée à travers les types de roches avec une approche de type fonction J. Des valeurs de porosité et de perméabilité pour les types de roche et de porosité contenus dans l'échantillon peuvent être nécessaires. Cependant, il doit être noté que les valeurs de perméabilité peuvent être estimées afin d'éviter les coûts d'une mesure réelle de perméabilité. Finalement, un simulateur capable de modéliser un déplacement à 15 échelle fine dans des carottes peut être nécessaire. La simulation de déplacement peut être initialisée dans l'étape 802 en construisant un modèle discrétisé à échelle fine d'une carotte. Le modèle discrétisé à échelle fine peut comprendre un ou plusieurs blocs de grille, comme représenté sur la figure 9. Un modèle à échelle modérément fine, comprenant approximativement 100 000 blocs configurés selon une 20 configuration 30 x 30 x 100, peut être initialement utilisé. Un modèle comprenant davantage de blocs peut réduire la sensibilité, mais peut également augmenter les temps de calcul, et la taille des blocs de grille peut être sélectionnée en conséquence. Une insensibilité à une réduction supplémentaire de la taille d'un bloc de grille peut indiquer un modèle à échelle suffisamment fine qui est approprié pour une simulation. 25 Dans l'étape 804, une estimation prudente de la pression capillaire maximale est effectuée à partir de corrélations telles que, mais sans s'y limiter, des fonctions J. Afin de générer la courbe totale de pression capillaire pour la carotte, une ou plusieurs expériences physiques peuvent être nécessaires, lesquels peuvent fournir des estimations pour la courbe. Ces estimations et la pression capillaire maximale peuvent être fournies au modèle de simulation lors 30 de l'initialisation. Dans l'état 806, la pression capillaire maximale établie dans l'étape 804 peut être utilisée pour augmenter la densité de la phase aqueuse du procédé, ce qui peut comprendre la mise à l'échelle de la densité de l'eau par un facteur numérique. L'objectif est de fixer une valeur pour la densité de la phase aqueuse de façon que la pression capillaire maximale estimée soit égale 35 à 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 21 (Pu, - Po)* g* h où h est la hauteur de la carotte simulée, pw est la densité de l'eau, po est la densité de l'huile, et g est l'accélération due à la pesanteur. Le facteur d'extension peut être appelé facteur de mise à l'échelle vertical (VSF). 5 Dans l'étape 808, le modèle de la carotte peut être saturé avec un premier fluide, par exemple de l'eau. Le simulateur peut fixer la saturation initiale, dans le cadre d'une procédure standard pour les procédés numériques d'écoulement. Dans l'étape 810, un volume d'un second fluide, par exemple une huile, peut être injecté par le dessus du modèle de carotte saturée, tandis qu'un volume d'un premier fluide 10 est produit uniformément le long du fond du modèle. La taille du volume du second fluide peut être suffisamment grande pour produire un petit déplacement vertical du premier fluide vers le bas à partir de la première couche de blocs de grille discrétisés du modèle de carotte. Dès que le déplacement nécessaire s'est produit, le modèle de carotte peut être laissé à s'équilibrer. Dans l'étape 812, la pression capillaire peut être calculée en utilisant la 15 saturation moyenne dans chaque couche du modèle de carotte et la pression capillaire correspondante provenant de l'équation Pc = (Pw - Po )* g * Ax où Pc est la pression capillaire à la saturation de phase de mouillage résiduel et est la pression capillaire maximale d'intérêt, pw est la densité de l'eau, po est la densité de l'huile, 20 g est l'accélération due à la pesanteur, et /lx est la hauteur de la couche du modèle telle que mesurée au-dessus de la face inférieure et vers le centre du bloc de grille pour une couche donnée. Le calcul d'une courbe de pression capillaire est décrit avec de plus amples détails sur la figure 10. Dans l'étape 814, le procédé peut évaluer si le second fluide a totalement déplacé le premier fluide à partir du modèle de carotte saturée. Si le premier fluide n'a pas été 25 encore totalement déplacé à partir du modèle de carotte, le procédé peut retourner à l'étape 810 pour l'injection de volumes supplémentaires du second fluide. On peut avoir une certaine tolérance pour qu'une partie du premier fluide soit maintenue par des forces capillaires. Une évaluation permettant de savoir si le premier fluide a été totalement déplacé peut être faite en mesurant la pression au fond du modèle. Une pression arbitraire de référence mesurée au fond du 30 modèle peut être interprétée comme un déplacement total du premier fluide et le procédé peut se poursuivre à l'étape 816. Dans l'étape 816, le procédé peut évaluer la sensibilité de la grille du modèle de carotte. Comme indiqué ci-dessus, une grille peut être suffisamment sensible quand la simulation est insensible à des réductions supplémentaires de la taille de la grille. Ceci peut être 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 22 évalué en comparant l'amélioration des données de simulation entre une première simulation à une taille donnée de grille et une simulation ultérieure utilisant une taille de grille plus fine contre un seuil de sensibilité prédéfini. Si, pour une taille donnée de grille, la courbe de pression capillaire a changé significativement par rapport à la grille précédente plus grossière, le procédé 5 d'affinage doit se poursuivre à l'étape 818. S'il est déterminé que l'analyse devient insensible à l'affinage, comme indiqué par l'amélioration ci-dessus du seuil de sensibilité, alors le procédé peut se poursuivre à l'étape 820. Dans l'étape 818, la grille initiale peut être affinée en augmentant le nombre de blocs définissant le modèle de carotte avant que les étapes 802 à 816 puissent être répétées en 10 utilisant la grille affinée, jusqu'à ce que la grille soit insensible à un affinage supplémentaire. Dans l'étape 820, une seconde étude de sensibilité du VSF peut être réalisée. Dans la seconde étude du VSF, le facteur VSF peut être réduit de moitié et les étapes 802 à 814 peuvent être réalisées en utilisant un nouveau modèle comprenant deux versions identiques du modèle d'origine empilées l'une au-dessus de l'autre. En comparant une valeur de pression 15 capillaire calculée en utilisant des simulations de déplacement subséquentes tout en divisant par deux le VSF et en doublant la hauteur du modèle, le procédé peut converger vers une courbe dérivée décrivant la pression capillaire de la carotte modèle. Cette information peut être utilisée dans l'étape 610 du procédé 600 décrit sur la figure 6. Dans un ou plusieurs modes de réalisation, la courbe de pression capillaire peut être utilisée pour modifier une ou plusieurs opérations de 20 sub surface. La figure 10 illustre un calcul de pression capillaire pour une couche donnée. Sw est la fraction volumique de l'espace des pores occupé par l'eau et PCmax est la pression capillaire à la saturation de phase de mouillage résiduel et est la pression capillaire maximale d'intérêt. Le WOC est l'emplacement vertical où une transition depuis une phase de fluide vers 25 une autre phase de fluide commence, par exemple, une phase aqueuse vers une phase d'huile. Dans un tel exemple, le WOC peut se trouver où une colonne d'huile commence et une colonne d'eau se termine. La saturation moyenne d'une couche peut être calculée en faisant la somme de la saturation dans chaque bloc de cette couche et en divisant par le nombre total de blocs dans cette couche. La figure 10 montre comment une courbe de pression capillaire peut être construite 30 en diminuant de manière incrémentielle le contact eau-huile à travers l'espace vertical de la carotte. Sur la figure 10, l'interconnectivité entre de multiples types de porosité n'est pas prise en compte. La figure 11 illustre une version simplifiée de la séquence du procédé de simulation de déplacement présenté dans l'étape 610 et décrite par le procédé de la figure 8. Il est 35 décrit dans ce qui suit un exemple de carotte saturée avec de l'eau avec une huile de déplacement, 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 23 mais cela n'est pas destiné à représenter une limite. La figure 11 illustre une idéalisation d'une carotte hypothétique dans laquelle on trouve des types de matrice, de fracture et de porosité de druse et suppose en outre que tous les types de porosité ont d'un bout à l'autre une pression capillaire uniforme. Par conséquent, la figure 11 ne présente pas des blocs de grille à une 5 résolution appropriée pour une simulation, mais est destinée à montrer qu'une expérience de déplacement peut permettre une meilleure précision quand la pression capillaire est calculée en utilisant l'équation utilisée dans le procédé 800, par rapport à une initialisation ordinaire à l'équilibre. En particulier, une expérience de déplacement peut simuler de manière plus précise la rétention de l'eau due à la porosité qu'une initialisation ordinaire à l'équilibre. 10 La figure 11(a) illustre le commencement d'une séquence de déplacement dans laquelle tous les types de porosité sont initialement totalement saturés avec de l'eau. La figure 11(b) illustre un moment où le déplacement de l'huile dans la fracture a atteint le bord inférieur des deux régions de matrice/druse isolées indiquées. À ce moment, il y a une saturation d'eau libre comme indiqué au-dessus du niveau de fluide de fracture identifié sur la figure 11(c) due à 15 la courbe de pression capillaire des régions de matrice. Au fur et à mesure que le déplacement se poursuit, la quantité d'eau dans les deux régions isolées de la figure 11(b) peut ne pas être davantage réduite, comme le montrent les figures 11(c) à 11(f). Un phénomène similaire se répète pour les autres régions isolées sur les figures 11(c) à 11(f) quand de l'eau est encore retirée du système par un déplacement supplémentaire d'huile. Il doit être noté que dès que le niveau d'eau 20 est au niveau ou en dessous des régions de porosité des druses au sein des régions de matrice, l'eau provenant des druses peut être immédiatement drainée vers la matrice environnante, comme illustré sur les figures 11(c) à 11(f). La figure 11(f) illustre le volume total d'eau retenue en effectuant la séquence de déplacement illustrée sur les figures 11(a) à 11(f), ce qui représente une amélioration significative par rapport à une initialisation ordinaire à l'équilibre et peut donc 25 améliorer les calculs de pression capillaire. À des fins de comparaison, la région entourée de la figure 11(f) illustre le volume d'eau utilisé pour calculer la pression capillaire lors de la simulation d'un déplacement avec une initialisation ordinaire à l'équilibre. La figure 12 illustre les résultats de l'utilisation de trois exemples de techniques pour calculer la perméabilité relative de l'eau (KRW) et la perméabilité relative d'une 30 huile (KROW). Selon un ou plusieurs aspects de la présente divulgation, une première technique appelée « Auto » et comprenant une soumission automatique, une analyse de convergence, et des expériences d'inondation mimée de carotte est déterminée et illustrée sur la figure 12. Il est également illustré une deuxième technique appelée « Man, Convg » qui nécessite des temps d'exécution plus longs pour garantir une convergence et qui ne mime pas la procédure 35 d'écoulement fractionné effectuée lors des inondations de carotte décrite dans l'étape 606. Une 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 24 troisième technique appelée MAn,Divrg illustre la mise à l'échelle supérieure d'une perméabilité relative où les expériences d'écoulement fractionné peuvent générer rapidement une solution divergente. Comme le montre la figure 12, la première technique et la deuxième technique donnent des résultats similaires car une convergence se produit dans les deux évaluations. 5 Cependant, la première technique est plus précise que la deuxième technique car la première technique modélise la procédure d'inondation de carotte décrite dans l'étape 606 de la figure 6. Au contraire, la deuxième technique est initiée quand la carotte est dans un état saturé et calcule seulement un pseudo-écoulement fractionné car la saturation initiale n'est pas fonction de l'étape d'écoulement fractionné constant précédente. 10 La représentation d'un type de porosité unique amalgamée améliorée d'un milieu poreux peut être utilisée pour gérer des réservoirs de subsurface plus efficacement qu'avec les représentations actuelles. La représentation améliorée peut être utilisée pour améliorer les opérations de forage et de production de subsurface, notamment pour gérer les opérations, pour modifier un calendrier de production et de puits, et peut être utilisée avec des services de 15 récupération assistée du pétrole. La représentation d'un type de porosité unique amalgamée améliorée peut être utilisée pour identifier l'emplacement de fluides de subsurface, pour évaluer les volumétriques, pour comprendre comment les fluides se déplacent en dessous de la surface, et pour réduire le forage expérimental au début des opérations. Bien que la présente divulgation ait été décrite en connexion avec des modes 20 de réalisation actuellement préférés, l'homme du métier comprendra que cela n'est pas destiné à limiter la divulgation à ces modes de réalisation. Il est donc envisagé que divers modes de réalisation alternatifs et diverses modifications puissent être apportés aux modes de réalisation divulgués sans s'écarter de l'esprit et de la portée de la divulgation définie par les revendications annexées et leurs équivalents. En particulier, en ce qui concerne les procédés divulgués, une ou 25 plusieurs étapes peuvent ne pas être nécessaires dans tous les modes de réalisation des procédés et les étapes divulguées dans les procédés peuvent être réalisées dans un ordre différent de celui décrit. REVENDICATIONS1. Procédé de mise à l'échelle supérieure des propriétés d'un modèle à échelle fine dans un système à porosité multiple, comprenant : la sélection d'une première région d'un milieu poreux, dans lequel la première région comprend une première ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; la génération d'un premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; l'initialisation du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, de la première ou des plusieurs propriétés de subsurface régionale ; le calcul d'une première perméabilité absolue et d'une première perméabilité relative pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; le calcul d'une première pression capillaire pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; et la modification d'une ou de plusieurs opérations de subsurface sur la base, au moins en partie, du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. 2. Procédé selon la revendication 1, comprenant en outre : la sélection d'une seconde région du milieu poreux à mettre à l'échelle supérieure, dans lequel la seconde région comprend une seconde ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; la génération d'un second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; l'initialisation du second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, de la seconde ou des plusieurs propriétés de subsurface régionale ; le calcul d'une seconde perméabilité absolue et d'une seconde perméabilité relative pour le second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un second ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 26 le calcul d'une seconde pression capillaire pour le second modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière sur la base, au moins en partie, d'un second ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; le rapprochement du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle 5 grossière avec le second modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 et 2, dans lequel le calcul de la première pression capillaire pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, du premier ou des plusieurs procédés de simulation de déplacement comprend en outre : 10 la saturation d'un modèle discrétisé à échelle fine d'une carotte de la première région avec un premier fluide ; l'injection d'un second fluide au-dessus du modèle discrétisé à échelle fine ; l'injection du premier fluide en dessous du modèle discrétisé à échelle fine ; et le calcul de la première pression capillaire sur la base, au moins en partie, de la 15 saturation du modèle discrétisé à échelle fine. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel le calcul de la première pression capillaire pour le modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, du premier ou des plusieurs procédés de simulation de déplacement comprend en outre l'affinage du modèle discrétisé à échelle fine de la carotte. 20 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel le calcul de la première perméabilité absolue et de la première perméabilité relative pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, du premier ou des plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné comprend en outre : 25 la sélection d'un stade d'accumulation de pression ; la comparaison d'un débit d'injection à un taux de production, dans lequel le débit d'injection et le taux de production correspondent au stade d'accumulation de pression ; le calcul de la première perméabilité absolue sur la base, au moins en partie, du débit d'injection et du taux de production ; et 30 le calcul de la première perméabilité relative sur la base, au moins en partie, de la première perméabilité absolue. 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 27 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4 et 5, dans lequel au moins l'une des une ou plusieurs opérations de subsurface comprend au moins l'une parmi une opération de forage et une opération de gestion de réservoir. ; la première ou les plusieurs parmi les propriétés de subsurface régionale sont 5 basées au moins en partie sur une analyse d'une carotte de la première région ; et la première ou les plusieurs propriétés de subsurface régionale comprennent au moins l'une parmi une perméabilité absolue, une porosité, une perméabilité relative inter-porosité, une perméabilité relative intra-porosité, une pression capillaire inter-porosité, et une pression capillaire intraporosité. 10 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel l'analyse de la carotte de la première région comprend un ou plusieurs parmi un balayage tomographique informatisé et un balayage par imagerie par résonance magnétique de la carotte. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 6 à 7, dans lequel au moins l'une parmi l'opération de gestion de réservoir comprend au moins l'un parmi 15 la modification d'un débit de pompage d'un ou de plusieurs fluides de stimulation et la modification d'un rapport d'un tensioactif ; et l'opération de forage comprend au moins l'une parmi la modification d'une profondeur de forage, d'un emplacement de forage, et d'une vitesse de forage. 9. Support non transitoire lisible par ordinateur stockant une ou 20 plusieurs instructions qui, quand elles sont exécutées, amènent un processeur à : sélectionner une première région d'un milieu poreux, dans lequel la première région comprend une première ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; générer un premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; initialiser le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur 25 la base, au moins en partie, de la première ou des plusieurs propriétés de subsurface régionale ; calculer une première perméabilité absolue et une première perméabilité relative pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 28 calculer une première pression capillaire pour le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un premier ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; dériver un premier modèle de porosité unique à échelle grossière sur la base, au 5 moins en partie, du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle fine afin de dériver un premier modèle de porosité unique à échelle grossière ; et modifier une ou plusieurs opérations de subsurface sur la base, au moins en partie, du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. 10. Support non transitoire lisible par ordinateur selon la revendication 10 9, dans lequel les une ou plusieurs instructions, quand elles sont exécutées, amènent en outre le processeur à : sélectionner une seconde région du milieu poreux à mettre à l'échelle supérieure, dans lequel la seconde région comprend une seconde ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; 15 générer un second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; initialiser le second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, de la seconde ou des plusieurs propriétés de sub surface régionale ; calculer une seconde perméabilité absolue et une seconde perméabilité relative pour le second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en 20 partie, d'un second ou de plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné ; calculer une seconde pression capillaire pour le second modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un second ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement ; rapprocher le premier modèle de simulation de porosité unique à échelle 25 grossière avec le second modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. 11. Support non transitoire lisible par ordinateur selon l'une quelconque des revendications 9 et 10, dans lequel les une ou plusieurs instructions, quand elles sont exécutées, amènent en outre le processeur à : saturer un modèle discrétisé à échelle fine d'une carotte de la première région 30 avec une première matière ; injecter une seconde matière au-dessus du modèle discrétisé à échelle fine ; injecter la première matière en dessous du modèle discrétisé à échelle fine ; et 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 29 calculer la première pression capillaire sur la base, au moins en partie, de la saturation du modèle discrétisé à échelle fine. 12. Support non transitoire lisible par ordinateur selon la revendication 11, dans lequel les une ou plusieurs instructions, quand elles sont exécutées, amènent en outre 5 le processeur à affiner le modèle discrétisé à échelle fine d'une carotte de la première région. 13. Support non transitoire lisible par ordinateur selon l'une quelconque des revendications 11 et 12, dans lequel au moins l'une parmi la première matière est un fluide et la seconde matière est un fluide ; et le fluide de la première matière comprend au moins l'un parmi l'eau, une 10 solution salée, un gaz, et une huile. 14. Support non transitoire lisible par ordinateur selon l'une quelconque des revendications 9 à 11, dans lequel les une ou plusieurs instructions, quand elles sont exécutées, amènent en outre le processeur à au moins l'un parmi 1) : sélectionner un stade d'accumulation de pression ; 15 comparer un débit d'injection à un taux de production, dans lequel le débit d'injection et le taux de production correspondent au stade d'accumulation de pression ; calculer la première perméabilité absolue sur la base, au moins en partie, du débit d'injection et du taux de production ; et calculer la première perméabilité relative sur la base, au moins en partie, de la 20 première perméabilité absolue ; et 2) : afficher au moins l'une parmi la première perméabilité absolue et la première perméabilité relative et la première pression capillaire du premier modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière. 15. Procédé de mise à l'échelle supérieure d'une perméabilité relative 25 dans un système à porosité multiple, comprenant : la sélection d'une région d'un milieu poreux, dans lequel la région comprend une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale, et dans lequel une ou plusieurs parmi les une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale sont basées au moins en partie sur l'analyse d'une carotte de la région ; 30 la génération d'un modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; 3062873 2016-IPM-099948-U1-FR 30 l'initialisation du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, des une ou plusieurs propriétés de subsurface régionale ; le calcul d'une perméabilité absolue et d'une perméabilité relative du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un ou de plusieurs 5 procédés de simulation d'écoulement fractionné, dans lequel un ou plusieurs procédés de simulation d'écoulement fractionné comprennent : la sélection d'un stade d'accumulation de pression ; la comparaison d'un débit d'injection à un taux de production, dans lequel le débit d'injection et le taux de production 10 correspondent au stade d'accumulation de pression ; le calcul d'une perméabilité absolue sur la base, au moins en partie, du débit d'injection et du taux de production ; et le calcul d'une perméabilité relative sur la base, au moins en partie, de la perméabilité absolue ; 15 le calcul d'une pression capillaire du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine sur la base, au moins en partie, d'un ou de plusieurs procédés de simulation de déplacement, dans lequel les un ou plusieurs procédés de simulation de déplacement comprennent : la saturation d'un modèle discrétisé à échelle fine d'une 20 carotte de la région avec un premier fluide ; l'injection d'un second fluide au-dessus du modèle discrétisé à échelle fine ; l'injection du premier fluide en dessous du modèle discrétisé à échelle fine ; et 25 le calcul de la pression capillaire sur la base au moins en partie de la saturation du modèle discrétisé à échelle fine ; la dérivation d'un modèle de porosité unique à échelle grossière sur la base, au moins en partie, du modèle de simulation de porosité unique à échelle fine ; et la modification d'une ou de plusieurs opérations de subsurface sur la base, au 30 moins en partie, du modèle de simulation de porosité unique à échelle grossière, dans lequel les une ou plusieurs opérations de subsurface comprennent au moins l'une parmi une opération de forage et une opération de gestion de réservoir.