FR 2569762 A1 19860307 FR 8413359 A 19840829 PROCEDE D'ESSAI DE PUITS D'HYDROCARBURES La présente invention concerne les essais de puits d'hydrocarbures, permettant de déterminer les caractéristiques physiques du système formé d'un puits et d'une formation souterraine (appelée aussi "réservoir") produisant un fluide, des hydrocarbures par exemple, à travers le puits. De façon plus précise, l'invention se rapporte à un procédé selon lequel le débit de fluide produit par le puits est modifié en fermant ou en ouvrant une vanne qui se trouve à la surface ou dans le puits. Les variations de pression résultantes sont mesurées et enregistrées au fond du puits ou en surface en fonction du temps écoulé depuis le début des essais, c'est-à-dire depuis la modification du débit. Les caractéristiques du système puits-formation souterraine peuvent être déduites de ces données expérimentales. Celles-ci sont analysées en comparant la réponse de la formation souterraine à un changement de débit du fluide produit, avec le comportement de modèles théoriques ayant des caractéristiques bien définies et soumis au même changement de débit que la formation étudiée. Habituellement, les variations de pression en fonction du temps caractérisent le comportement du système puits- formation et l'enlèvement à débit constant de fluides, par l'ouverture d'une vanne dans le puits initialement fermé, est la condition d'essai qui est appliquée à la formation et au modèle théorique. Lorsque leurs comportements sont identiques, on suppose que le système étudié et le modèle théorique sont identiques aussi bien au point de vue quantitatif que qualitatif. En d'autres termes, ces réservoirs sont supposés avoir les m'mes caractéristiques physiques. Les caractéristiques obtenues de cette comparaison dépendent du modèle théorique: plus le modèle est compliqué, plus les caractéristiques qui peuvent être déterminées sont nombreuses. Le modèle de base est représenté par une formation homogène avec des limites supérieure et inférieure imperméables et avec une 2 2569762 extension radiale infinie. Le débit dans la formation est alors radial, dirigé vers le puits. Cependant, le modèle théorique le plus couramment utilisé est plus compliqué. Il comporte les caractéristiques du modèle de base auquel on ajoute des conditions internes telles que l'effet pariétal ("skin effect" en anglais) et l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits ("wellbore storage" en anglais). L'effet pariétal est défini par un coefficient S qui caractérise l'endommagement ou la stimulation de la partie de la formation adjacente au puits. L'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits est caractérisé par un coefficient C qui résulte de la différence de débit de fluide produit par le puits entre la formation souterraine et la tête de puits, lorsqu'une vanne située en tête de puits est soit fermée soit ouverte. Le coefficient C est exprimé habituellement en baril par psi, un baril étant égal à 0,16 m3 et un psi égal à 0,069 bar. Le comportement d'un modèle théorique est représenté de façon commode par un réseau de courbes-types qui représentent les variations de pression, en fonction du temps, du fluide au fond du puits. Ces courbes sont habituellement tracées en coordonnées cartésiennes et en échelle logarithmique, la pression sans dimension étant portée en ordonnée et le temps sans dimension étant porté en abscisse. De plus, chaque courbe est caractérisée par un ou plusieurs nombres sans dimension qui représentent chacun une caractéristique (ou une combinaison de caractéristiques) du système théorique formé par un puits et un réservoir. Un paramètre sans dimension est défini par le paramètre réel (la pression par exemple) multiplié par une expression qui inclut certaines caractéristiques du système puits-réservoir de façon à rendre le paramètre sans dimension indépendant de ces caractéristiques. C'est ainsi que le coefficient S caractérise uniquement l'effet pariétal mais est indépendant des autres caractéristiques du réservoir et des conditions expérimentales telles que le débit, la viscosité du fluide, la perméabilité de la formation, etc.. Lorsque le modèle théorique et le système étudié puits-formation -2S69762 correspondent, la courbe expé-,rimentale et l'une des courbes-types représentées avec les mêmes échelles de coordonnées ont une fcrmPe identique mais sont decalées l'une par rapport à l'autre. Les décalages suivant les deux axes, en ordonnée pour la pression et en abscisse pour le temps, sont proportionnels à des valeurs de caractéristiques adu système puits-réservoir qui peuvent ainsi être déterminées. Des informations qualitatives sur la formation souterraine, telle que par exemple la présence d'une fracture, sont obtenues par l'identification des différents régimes sur le réseau en 4chelle logarithmique représentant les données expérimentales. Sachant qu'une caractéristique particulière du système puits--réservoir, telle que par exemple une fracture verticale, se caractérise par un régime particulier, tous les différents régimes apparaissant sur le graphe des données expérimentales sont identifiés pour sélectionner le modèle de système puits-réservoir approprié. Les caractéristiques de la formation sont obtenues en sélectionnant une courbe-type ayant la même forme que la courbe expérimentale et en déterminant le décalage des axes de coordonnées de la courbe expérimentale par rapport à la courbe théorique. A un même modèle théorique correspondent plusieurs réseaux de courbestype. Ceci dépend des paramètres sans dimension choisis pour la représentation des axes de coordonnées, ainsi que d'un ou plusieurs "index". Un "index" n'est autre qu'un paramétre supplémentaire (ou une combinaison de paramètres) choisi pour la représentation des courbes, en complément des paramètres sans dimension des axes de coordonnées. La comparaison des différentes méthodes utilisées est donnée dans l'article intitulé "A Comparison Between Different Skin and Wellbore Storage Type Carves for Early-Time Transient Analysis" (Comparaison entre les différentes courbes-type avec effet pariétal et effet de compression ou de décompression pour l'analyse des transitoires précoces) par A.C. Gringarten & al., publié par "Society of Petroleum Engineers of AIME",(No SPE 8205). Le brevet des Etats-Unis d'Amérique n 4 328 705 décrit également une m_'thode selon laquelle les courbes-types sont représentées en utilisant la pression sans dimension PD pour l'axe des ordonnées et le rapport tD/CD pour l'axe des O5 abscisses, tD étant le temps sans dimension et CDle coefficient sans dimension caractérisant l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits. L'inconvénient de la méthode décrite dans ce brevet est que les courbes-types ont des formes variant relativement lentement l'une par rapport à l'autre. Il en résulte une certaine incertitude dans le choix de la courbe- type correspondant à la courbe expérimentale. On remarque également que, pour effectuer une analyse complète, on est obligé de faire appel non seulement à un graphe en échelle logarithmique représentant l'ensemble des données expérimentales, mais d'utiliser également des graphes spécialisés, en échelle semi- logarithmique par exemple, pour n'analyser qu'une partie des données mais d'une façon plus précise. On a déjà songé à utiliser la dérivée mathématique de la pression sans dimension, P'l, au lieu de la pression sans D dimension PD. Selon la demande de brevet français n 83 / 07 075 du 22 avril 1983 et l'article "A new set of type curves simplifies well test analysis" publié dans le numéro de mai 1983 de la revue World Oil, on trace la courbe de la dérivée AP' de la pression relevée expérimentalement et on effectue la mise en coincidence de cette courbe et d'une courbe-type d'un réseau théorique P D(tD/C). Un tel procédé donne des résultats satisfaisants, mais nécessite de faire des relevés de pression dans le puits pendant un temps relativement long. La prisente invention a pour but de définir un nouveau procédé permettant de raccourcir la durée d'expérimentation sur le terrain. Ce procédé fait avantageusement utilisation de la dérivée P'D de la pression sans dimension. Il se fonde par ailleurs sur les fonctions de Green (cf CARSLAW H.S. et JAEGER J.C., "Conduction of Heat in solids", seconde édition, Oxford University Press, 1959), qui sont relatives à l'analyse des transitoires de pression. En bref, les fonctions de Green fournissent les variations de pression au cours du temps créées par une source (ou un puits - au sens de la mécanique des fluides) d'action instantanée et d'intensité unité (impulsion de Dirac, c'est-à-dire une impulsion de durée At et d'amplitude I/At,.la surface de l'impulsion étant alors égale à 1, et At tendant vers zéro)). Mathématiquement, les fonctions de Green correspondent aux dérivées par rapport au temps des courbes-types PD servant de modèle théorique. Il s'ensuit que si l'on soumet une formation à une action instantanée d'intensité unité, la courbe des variations de pression subséquentes pourra être mise en coincidence avec une courbe P'D appropriée. En pratique, il n'est pas possible de soumettre la formation à une action instantanée d'intensité unité, l'injection ou la production de fluide correspondant à cette action devant durer nécessairement un temps fini. Mais l'expérience a montré que l'action pouvait s'étendre sur quelques minutes sans inconvénient pour la qualité des résultats. En d'autres termes, l'invention a pour objet un procédé d'essai de puits pour déterminer des caractéristiques physiques d'un système constitué par un puits et une formation souterraine contenant un fluide et communiquant avec ledit puits, cette formation, homogène ou hétérogène, présentant de l'effet pariétal et/ou le fluide se comprimant ou se décomprimant dans le puits. Ce procédé met en oeuvre un changement du débit dudit fluide et la mesure d'une grandeur caractéristique de la pression P du fluide à des intervalles de temps successifs At. Selon l'invention, on effectue ledit changement de débit en une période brève de façon à obtenir une impulsion de débit se rapprochant d'une impulsion de Dirac, l'amplitude de ladite impulsion de débit étant suffisamment importante pour permettre de mesurer ladite grandeur caractéristique de la pression P du fluide auxdits intervalles de temps successifs At. Le changement de débit consiste en une brève période de mise en production du puits ou d'injection dans le puits, ou de fermeture du puits; on mesure les variations de la pression P du fluide au fond du puits hdurant ladite période brève, puis durant la période subséquente de retour vers l'état initial du système puits-formation, et on compare la courbe de pression expérimentale ainsi obtenue aux courbes d'un double réseau de courbes-types représentant, en fonction d'un paramètre commun, la pression P et sa dérivée P' par rapport au temps, par mise en coincidence de la branche de la courbe expérimentale correspondant à la période brève avec l'une des courbes-types P et de la branche de cette courbe correspondant à la période subséquente avec la courbe-type P' de màme paramètre. Ainsi, les résultats expérimentaux obtenus à l'aide du procédé selon l'invention sont avantageusement analysés par des opérations de mise en coincidence de la courbe de pression relevée expérimentalement avec un réseau de courbes-types. Cette analyse se distingue des procédés connus par le fait que cette coincidence est effectuée avec des courbes-types de pression P, seulement pour une partie de la courbe expérimentale, et pour l'autre partie de la courbe expérimentale avec des courbes-types de pression dérivée P'. De plus cette analyse est effectuée sans avoir besoin de dériver les données expérimentales. Ceci résulte du régime bien particulier de brève impulsion de pression infligé au système puitsformation, qui est l'une des caractéristiques essentielles de la présente invention. Il faut noter que s'il était possible pratiquement de soumettre le système formation-puits à une variation de débit de très courte durée, de quelques secondes par exemple, la détermination des caractéristiques de la forma- tion ne s'effectuerait qu'en utilisant les courbes-types déri- vées P' Dans un mode de mise en oeuvre préféré du procédé ainsi défini, les courbes-types du double réseau sont tracées en coordonnées logarithmiques en fonction de tD/,i tD représentant le temps sans dimension et CD le coefficient sans dimension de l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits, avec pour paramètre la cuantité CDe 2S, S étant un coefficient d'effet pariétal, tandis que ce double réseau comprend: - un réseau de courbes représentant l'évolution de la pression sans dimension PD' - et un réseau de courbes représentant l'évolution Gn: produit par tD/CD de la dérivée P'D de la pression PD par rapport b tD/C, et que la courbe de pression expérimentale est également tracée en coordonnées logarithmiques, après avoir subi le traitement suivant: - les valeurs de pression de la branche correspondant à la péride brève sont multipliées par la durée tp de cette période, - et les valeurs de pression de la branche correspondant à la période subséquente sont multipliées par le temps A t écoulé depuis le début de la période brève, l'amplitude des décalages verticaux et horizontaux nécessaires à la mise en coincidence ainsi que la valeur déterminée pour le paramètre permettant de calculer ensuite les caractéristiques du système puits- formation, compte tenu pour un puits initialement au repos, de la valeur mesurée de la quantité totale de fluide produite ou injectée durant la période brève ou compte tenu, pour un puits produisant - ou recevant - un fluide et dont la production - ou l'injection - est arrêtée pendant un bref instant, de la quantité du fluide qui aurait été produite ou injectée si et arrêt de production ou d'injection n'avait pas eu lieu. Avantageusement, on effectue d'abord une translation verticale de la courbe expérimentale pour mettre en cdincidence avec une courbe-type P'D (tD/CD) sa seconde branche correspondant à la période subséquente, puis une translation horizontale pour mettre sa première branche en coïncidence avec la courbe PD correspondante. Le rprGX' _e].on la uresz xe:i-v-ntion offre de nouveaux moyens d'essai de; F'.its d'hydroca ures. Son application est générale. Le procédé peut par exemple être utilisé pour tester des puits d'hydrocar.urs en pr'n:tion, e,.dant des temps courts par rapport aux methdles connues. La prroduction du puits n'est interrompue que pen3ant un court instant, de l'ordre de quelques minutes, alors que dans les méthodes classiques le temps de fermeture du puits varie en moyenne de 10 heures à quelques jours. Il en résulte qu'en appliquant la présente invention, la perte financière due à 'interruption de production est négligeable. Le procédé est aussi particulièrement adapté à l'essai de nouveaux puits lorsque la durée d'expérimentatiorl doit être courte (de 1 à heures), ou lorsqu'un écoulement en surface n'est pas possible ou doit être évité. Ce procédé perme-t d'obtenir rapidement les mêmes renseignements que ceux obtenus par les essais classiques. Il peut être utilisé pour effectuer des essais rapides de couches superposées d'une formation souterraine et obtenir ainsi le profil vertical de la perméabilité de la formation. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront plus clairement de la description qui va suivre, en regard des dessins annexés, d'exemples de mise en oeuvre non limitatifs. La figure 1 représente un réseau de courbes-types connu servant de modèle théorique. - La figure 2 représente une courbe expérimentale de pression relevée sur un système puits-formation souterraine conformément au procédé selon l'invention, le puits étant préalablement au repos. - La figure 3 représente une courbe expérimentale de pression relevye slr un système puits-formation souterraine conformément au prcócdé selon l'invention, le puits produisant préalablement un fluide. - Les figures 4 et 5 illustrent la mise en oeuvre d'une partie du procédé selon l'invention, respectivement dans le cas d'une formation homocne et d'une formation hétérogène. Selon le crocédé de l'invention,:: soumet la formation souterraine à une impulsion de débit et on enregistre les variations de pression résultantes. Cette impulsion de débit peut être créée soit en mettant en prcxdction, ou en injection, un puits préalablement au repos, soit en interrompant la production d'un puits ou l'injection dans un puits. L'impulsion du débit doit être suffisamment brève de façon à se rapprocher idéalement d'une impulsion de Dirac. Cependant on conçoit, qu'en pratique, cette impulsion de débit doit avoir une amplitude suffi. ante de façon que les variations de pression résultantes soient mesurables à l'aide de sondes de pression couramment utilisées dans l'industrie pétrolière. Ce procédé met avantageusement à profit le fait que ce type de perturbation (impulsion de débit) engendre des variations de pression qui se comparent directement avec les courbes-types P'D déjà mentionnées, sans avoir à effectuer la dérivée des données expérimentales. L'analyse des données expérimentales obtenues par le procédé de l'invention fait appel à des réseaux connus de courbes- types,par exemple tels que celui de la figure 1 (cf la figure 7 de l'article cité de la revue World Oil ou la figure 5 de la demande de brevet français n 83 / 07 075). Ce réseau est double. Il comprend un premier réseau de courbes (tracé en tirets), représentant les variations de la pression sans dimension PD du fluide e. fonction du rapport tD/CD o tD est le temps sans dimension et CD est un coefficient sans dimension relatif à l'effet de comnression ou de décompression du fluide dans le puits. Le second réseau de courbes (tracé en traits continus) représente le produit par tD/CD de la dérivée P'D de la pression PD par rapport à tD/CD. Les courbes de ces 2S deux réseaux dépendent d'un paramètre commun CDe combinant deux caractéristiques physiques du système puits- réservoir,savoir CD, défini plus haut, et S, qui est un coefficient relatif à l'effet pariétal dans le puits. Ils sont tracés en coord- n4es logarithmiques, la quantité sans dimension tD/CD tant portée en zbscisses. La valeur de la pression sans dimension PD est donnée par l'équation suivainte, en employant le système d'unités utilisé couramment dans l'industrie pétrolière et appelé "Oil field units" page 185 du livre intitulé "Advances in Well Test Analysis" publié par "Society of Petroleum Engineers of AIME"-1977: PD = (kh/l4l,2qBi) AP (1) dans laquelle: k représente la perméabilité de la formation souterraine, h est l'épaisseur de la formation, A P est la variation de pression mesurée, q est le débit du fluide en surface, B est le coefficient de dilatation du fluide entre le réservoir et la surface (appelé en anglais "formation volume factor"), et p est la viscosité du fluide. La valeur du rapport tD/CD, dans le m'me système d'unités que pour les équations précédentes, est donnée par: tD/CD = O,00C0295 (kh/.) ( At/C) dans laquelle C est l'effet de compression ou de décompression du fluide dans le puits. Le réseau de la figure 1 caractérise le comportement d'un modèle de réservoir homogène et d'un puits présentant l'effet pariétal et l'effet de compression ou de décompression du fluide. Les courbes P'D' (t/CD), qui sont utilisées ici, ont un relief plus accentué que celui des courbes PD, ce qui favorise la précision des résultats obtenus. Selon un mode de réalisation du procédé, on réalise une injection de fluide ou une mise en production du puits en essai pendant un temps tp aussi court que possible. Cependant, ce temps doit être d'une part suffisamment court pour que le principe d'essais basé sur l'impulsion de Dirac soit applicable et d'autre part, assez long pour que la quantité de fluide injectée ou produite soit suffisante pour produire une It variation de pression mesurable. En général, ce temps est de l'ordre de quelques minutes et dpasse rarement 10 minutes. On mesure la pression du fluide au fond du puits pendant cette mise en production, puis après 1l'arrêt de l'écoulement du puits. On trace une courbe (figure 2) représentant les valeurs de la pression P mesurée en fonction du temps At. Dans le présent exemple, la pression P croit de 207 bars, valeur initiale, à 235 bars, valeur maximale, pendant la durée tp = O,16h, soit 1 min, puis elle décroît rapidement vers sa valeur initiale Po. Les variations de pression A P sont calculées par rapport à la valeur initiale Po. Selon un autre mode de réalisation, on interrompt l'injection de fluide dans la formation ou la production de fluide par la formation pendant un temps court qui permet de se rapprocher de l'impulsion de Dirac. C'est ce dernier cas qui est illustré sur la figure 3 qui correspond à un puits qui est en production depuis des centaines d'heures. Après 500 heures, on ferme le puits pendant un temps tp, environ 3 minutes, et on l'ouvre à nouveau. Pendant la fermeture du puits, la pression monte brutalement de M vers N. A la réouverture du puits, la pression P décroît depuis N jusqu'à une valeur qui tend vers la pression Po qu'aurait eu le puits s'il n'avait pas été fermé. Cette pression P0 peut aisément être obtenue par extrapolation o de la pression P avant l'instant de fermeture du puits. Les variations AP à prendre en compte sont obtenues en effectuant la différence entre les pressions P et P0 à différents intervalles de temps At. Les intervalles de temps se comptent à partir de l'instant to de fermeture du puits. On trace alors (figure 4) une courbe expérimentale (réfé- rencée AP et montrée par des points-cercles) représentant les varia- tions de pression AP en fonction des intervalles de temps At, en échelle logarithmique. Ceci est valable pour les deux modes de réa- lisation exposés précédemment (figures 2 et 3). A ce stade, on peut observer qu'il est possible de faire coincider une courbe du réseau P avec la partie de la courbe AP D préc&dant 'istat t I et une courbe du réseau P'D avec la partie l R cJur?:e LP situe;u-de.] de I 'instant t. p Toutefois, afin de pouvoir utiliser le double réseau de courbes-tyucs de la figure 1, on fait subir à la courbe AP la os05 transformation suivante: - dans sa partie précédant l'instant tp, on multiplie les valeurs de AP par la valeur de tp, ce qui revient à un décalage vertical d'amplitude log. tp. - dans sa partie postérieure à l'instant tp, on multiplie les valeurs de AP par At, c'est-à-dire que l'ordonnée de chaque point est multipliée par son abscisse. On obtient ainsi une nouvelle courbe AP.tp AP. At formée de deux branches qui se raccordent au point correspondant à l'instant tp. On cherche alors à faire corncider la branche de gauche de cette courbe avec une courbe PD du réseau de la figure 1, et sa branche de droite avec la courbe P'D. (tD/CD) correspondant à la courbe PD susdite (même paramètre CDe2S). A cette fin, on commence par superposer la partie droite, qui est rectiligne, de la courbe expérimentale tracée sur la figure 4 à l'aide de points, à la partie rectiligne des courbes- types à droite du graphe. Ceci est facile à réaliser puisque cette partie des courbes est une droite de pente nulle. On décale ensuite la courbe expérimentale le long de l'axe des temps de façon à faire correspondre sa partie gauche avec la courbe-type PD correspondante. Dans le présent exemple, la coïncidence est obtenue avec les courbes-types de paramètre CDe2S = 10. Le décalage des axes de coordonnées de la courbe expérimentale avec les axes des courbes-types permet de déterminer les valeurs du produit kh et la valeur de l'effet de décompression du fluide dans le puits, ainsi qu'il est expliqué aux pages 16 et 17 de la demande de brevet français citée plus haut. Il est à noter que le décalage vertical constaté après ladite mise en coïncidence se cumule avec le décalage tp effectué préalablement. Il s'ensuit que, dans la formule (1), le débit q se trouve multiplié par le temps de production tp, de sorte que c'est ici la quantité totale de fluide émis par le puits qui e s t prise en compte et doit être mesurée. Il ressort de la figure 4 que l'essai effectué sur le puits peut prendre fin deux heures (environ) seulement après son début, ce qui montre que le nouveau procédé permet d'effectuer des expérimentations rapides, tout en procurant les mêmes renseignements sur la formation souterraine que les procédés antérieurs. La représentation des courbes-types, avec en ordonnée PD et P'D tD/CD et en abscisse tD/I, est utilisable non seulement pour les formations souterraines homogènes, mais également pour les formations non homogènes présentant par exemple une double porosité. La figure 5 montre un exemple d'application à une formation ayant une double porosité. Dans ce cas, le fluide produit par la formation est contenu dans la matrice, c'est-à-dire dans la roche composant la formation, et dans les interstices ou fissures contenues dans la matrice. On a donc un système dans lequel le fluide contenu dans la matrice s'écoule d'abord dans les fissures avant de passer dans le puits. Le fluide, qui s'évacue relativement rapidement des fissures, est réapprovisionné relativement lentement par la matrice. Du fait de 1 'évolution plus tourmentée qui en résulte pour la courbe de pression expérimentale dans sa partie droite, la coïncidence s'effectue de façon précise et sans ambiguité et permet une distinction nette des comportements homogène et hétérogène. Dans le cas de formations à comportement hétérogène, on utilise les courbes-types correspondantes. Par exemple, dans le cas d'un comportement à double porosité on utilise les courbes- types décrites dans la revue "World Oil", Octobre 1983, intitulé "Interpreting well tests in fractured reservoirs" par D. Bourdet et al. Lorsque les données expérimentales obtenues avant le temps t ne sont pas exploitables parce qu'aucune des courbes-types p PD ne leur correspond (partie gauche de la figure 4), on peut cependant effectuer l'interprétation des essais en superposant les parties rectilignes des courbes expérimentales et théoriques (partie droite de la figure 4) ce qui permet de sélectionner une courbe théorique P'D déplaçant horizontalement la courbe expérimentale jusqu'à ce que la valeur expérimentale au temps tp coincide avec un point de la courbe PD correspondant à la courbe P'D sélectionnée. On considère dans ce cas que la branche de la partie expérimentale gauche de la figure 4 se réduit à un point (correspondant au temps tp). La partie du procédé de l'invention qui consiste à déterminer les caractéristiques de la formation souterraine à partir des données expérimentales peut bien entendu être effectuée à l'aide d'un ordinateur, qui aurait en mémoire les courbes-types. Les données expérimentales seraient fournies à l'ordinateur, lequel lestransformerait de la façon indiquée plus haut (multiplication par tp ou par At) et effectuerait automatiquement la détermination des caractéristiques recherchées. Il est à noter qu'à ce jour des programmes d'ordinateur sont disponibles commercialement, pour effectuer la comparaison de courbes entre elles ("type-curves matching"). REVENDICATIONS 1. Procédé d'essai de puits pour déterminer des caractéristiques physiques d'un système constitué par un puits et une formation souterraine contenant un fluide tel qu'un hydrocarbure et communiquant avec ledit puits, cette formation, homogène ou hétérogène, présentant de l'effet pariétal et/ou le fluide se comprimant ou se décomprimant dans le puits, ce procédé, selon lequel on provoque un changement de débit dudit fluide et on mesure une grandeur caractéristique de la pression P du fluide à des intervalles de temps successifs At, étant caractérisé par le fait qu'on effectue ledit changement de débit en une période brève de façon à obtenir une impulsion de débit se rapprochant d'une impulsion de Dirac, l'amplitude de ladite impulsion de débit étant suffisamment importante pour permettre de mesurer ladite grandeur caractéristique de la pression P du fluide auxdits intervalles de temps successifs At. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que ladite période brève est en général de l'ordre de quelques minutes. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, caractérisé par le fait qu'en outre, on mesure les variations de la pression P du fluide durant ladite période brève, puis durant la période subséquente de retour vers l'état initial du système puits-formation, et que l'on compare la courbe de pression expérimentale ainsi obtenue aux courbes d'un double réseau de courbes-types représentant, en fonction d'un paramètre commun, la pression P et sa dérivée P' par rapport au temps, par mise en coincidence de la branche de la courbe expérimentale correspondant à la période brève avec une courbe P et de la branche de cette courbe correspondant à la période subséquente avec la courbe P' de même paramètre. 4. Procédé selon la revendication 3, caractérisé par le fait que les courbes-types du double réseau sont tracées en coordonnées logarithmiques en fonction de tD/CD, tD représentant le temps sans dimension et CD le coefficient sans dimension de l'effet de compression ou de décompression du fluide 2s dans le puits, avec pour paramètre la quantité CDe2, S étant un coefficient d'effet pariétal, et que ce double réseau comprend: - un réseau de courbes représentant l'évolution de la pression sans dimension PD' - et un réseau de courbes représentant l'évolution du produit par tD/i de la dérivée P'D de la pression PD par rapport à tJcD, tandis que la courbe de pression expérimentale est également tracée en coordonnées logarithmiques, après avoir subi le traitement suivant: - les valeurs de variations de pression AP de la branche correspondant à la période brève sont multipliées par la durée t P de cette période, - et les valeurs de variations de pression AP de la bran- che correspondant a la période subséquente sont multipliées par le temps At écoulé depuis le début de la période brève, 1 'amplitude des décalages verticaux et horizontaux nécessaires à la mise en coincidence ainsi que la valeur déterminée pour le paramètre permettant de déterminer ensuite les caractéristiques du système puits-formation, compte tenu de la valeur mesurée de la quantité totale de fluide produite ou injectée durant la période brève. 5. Procédé selon la revendication 4, caractérisé par le fait que l'on effectue une translation verticale de la courbe expérimentale pour mettre en coincidence avec une courbe-type P'D (tD/ICD) sa seconde branche correspondant à la période subséquente, et une translation horizontale pour mettre sa première branche en coincidence avec la courbe PD correspondante.