FR 2988882 A1 20131004 FR 1200970 A 20120330 La présente invention concerne le domaine de la récupération assistée/améliorée des hydrocarbures (RAH ou EOR en langue anglaise pour Enhanced Oil Recovery), plus particulièrement la récupération assistée d'hydrocarbures par injection d'une phase aqueuse dans le réservoir d'hydrocarbures. Au commencement de l'exploitation d'un gisement de pétrole, la pression naturelle suffit souvent à assurer le déplacement des hydrocarbures vers les puits, ce qu'on appelle récupération primaire. Cette pression diminue au cours du temps. Lorsqu'elle est devenue trop faible, des techniques particulières de récupération d'hydrocarbures, dites de récupération secondaire doivent être mises en oeuvre pour apporter l'énergie nécessaire à la production. La technique de base en récupération secondaire consiste à injecter une phase aqueuse dans le réservoir souterrain par des puits injecteurs, situés à distance des puits producteurs. La phase aqueuse injectée permet, soit de maintenir la pression dans le réservoir, soit, lorsqu'elle est injectée directement dans la couche contenant les hydrocarbures, de déplacer ces derniers vers les puits de production. La quantité d'hydrocarbures qu'il est possible de récupérer dans le cadre de la récupération secondaire est notamment limitée par l'efficacité de balayage, qui est liée aux contrastes verticaux de perméabilité du réservoir ainsi qu'à la différence de viscosité entre la phase aqueuse et la phase huile. L'existence des contrastes de perméabilité entraîne une moins bonne propagation de l'eau dans les couches de plus faible perméabilité. La différence de viscosité est responsable d'effets horizontaux de digitation visqueuse qui provoquent une percée plus ou moins rapide de la phase aqueuse injectée vers les puits producteurs. Un paramètre utile pour estimer l'efficacité de balayage est le rapport R entre la mobilité de la phase aqueuse et la mobilité de la phase huile : R = M--2L k - où les M ko mobilités A4,, et Mo, sont définies, respectivement pour la phase aqueuse, notée w et pour la phase huile, notée o, comme le rapport entre perméabilité (k,,, ko) et viscosité (rio , Pour améliorer l'efficacité de balayage, des techniques de récupération assistée des hydrocarbures (RAH) par voie chimique ont été proposées. Une de ces techniques consiste à augmenter la viscosité de la phase aqueuse injectée en y ajoutant des polymères hydrosolubles, ou autres agents dits viscosifiants ou "épaississants", ce qui se traduit par une réduction de la mobilité de cette phase et, par conséquent, par une réduction du rapport de mobilité. Ce contrôle de mobilité permet d'améliorer les profils de balayage. Cette technique est appelée "RAH polymère". La réalisation d'une opération RAH polymère industrielle nécessite d'effectuer des études préliminaires qui relèvent à la fois des expériences de laboratoire et de la simulation numérique. Les étapes d'une telle méthode sont présentées sur la Figure 1. Des données sur le cas à traiter sont tout d'abord collectées (1), ensuite un polymère est sélectionné (2), puis ses performances sont évaluées en solution (3) et en milieu poreux (4). Enfin, des simulations numériques (5) à l'aide d'un simulateur de réservoir sont réalisées pour déterminer l'intérêt de l'opération RAH polymère en termes de récupération d'huile et sa viabilité économique. Pour compléter ces études préliminaires, on réalise un pilote qui consiste à injecter une phase aqueuse contenant le polymère dans une zone limitée du réservoir d'hydrocarbures à traiter (6). Des aller-retours entre les différentes étapes pour ajuster le type de polymère et sa concentration sont nécessaires afin d'obtenir une bonne stabilité thermique et chimique, une injectivité, une adsorption et une viscosité apparente satisfaisantes, et un effet sur la récupération d'huile présentant un intérêt économique. En raison de l'hétérogénéité des réservoirs, qui se traduit en particulier par l'existence de plusieurs milieux poreux (ou facies), avec des propriétés pétrophysiques propres (perméabilité, porosité, etc.), cette méthode nécessite d'effectuer un grand nombre d'expériences d'injection de solution de polymère sur des échantillons de milieux poreux (l'étape 4 de la figure 1 est répétée pour chaque milieu poreux avec des nouvelles mesures). Ces expériences permettent notamment de déterminer, pour chaque gamme de propriétés pétrophysiques du cas à traiter, les propriétés de l'écoulement de la solution de polymère, c'est-à-dire les valeurs des réductions de mobilité de la phase aqueuse (Rm) (ou RF pour Resistance Factor en langue anglaise), des réductions de perméabilité ( Rk ) (ou RRF pour Residual Resistance Factor en langue anglaise) et des viscosités relatives apparentes dans la phase aqueuse (i PP ) en fonction du débit. La réduction de mobilité Rm est déterminée en calculant le rapport de la mobilité avant injection (AI) sur la mobilité pendant l'injection (I) : R =MAI =kl x111--. La réduction de perméabilité correspond au rapport de la perméabilité M, , k, avant injection (AI) sur la perméabilité après injection (PI) : . Ainsi, des valeurs k, importantes de ces rapports traduisent une mobilité/perméabilité réduite. Classiquement, ces valeurs sont déduites de mesures expérimentales d'une variation de pression AP entre les deux cas : après et avant l'injection. La viscosité relative apparente correspond à la viscosité relative de la solution de polymère dans le milieu poreux multipliée par le rapport de la perméabilité modifiée de façon "irréversible" (kg) sur la perméabilité modifiée de façon "réversible" (k,), elle se détermine en calculant le rapport de la réduction de mobilité sur la réduction de perméabilité : r kaPP = . Ces valeurs sont nécessaires à la fois pour étudier Rk l'injectivité et déterminer le gain attendu en réduction de perméabilité et pour effectuer les simulations de réservoir. De plus, dans le cas de l'extension à l'ensemble d'un champ de pétrole d'une opération RAH polymère (initiée ou non par un pilote), une série similaire d'études préliminaires doit également être effectuée, ce qui nécessite à nouveau un grand nombre d'expériences, ce qui est long, fastidieux et onéreux. En outre, il a été développé des méthodes analytiques de prédiction des propriétés de l'écoulement. Par exemple, le document : Lopez X., Valvatne P.H. and Blunt M.J.: "Predictive Network Modeling of Single-phase Non-Newtonian Flow in Porous Media", Journal of Colloid and Interface Science, 264, 256-265 (2003) décrit une méthode analytique de prédiction de la viscosité relative apparente iirae en fonction du débit lors de l'injection d'un fluide non- Newtonien (par exemple une phase aqueuse contenant un polymère). Cette méthode se base sur l'utilisation de modèles de réseau de pores (PNM de l'anglais Pore Network Modeling). Un modèle de réseau de pores représente un milieu poreux pour rendre compte de la physique de l'écoulement sans s'attacher à la morphologie réelle du milieu. La structure y est modélisée par un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore. Pour être représentatif d'un réservoir, le modèle de réseau de pores peut être construit à partir de données pétrophysiques mesurées ou par reconstruction d'images 3D obtenues par microtomographie (technique également appelée micro-scanner ou, en langue anglaise, m icro-CT). La méthode décrite dans le document cité (Lopez et al.) repose sur une caractérisation viscosimétrique en "bulk" (c'est-à-dire hors milieu poreux) de la solution de polymère et sur sa paramétrisation à l'aide d'un modèle rhéologique, qui permet de calculer, pour chaque canal entre les noeuds i et j du modèle, la conductance hydraulique gy qui relie la perte de charge APy au débit qy : qu = g,JAPu . Les modèles décrits dans le document cité ci-dessus, ne sont pas précis. En effet, ils ne permettent pas de calculer la réduction de perméabilité (Rk) ) liée notamment au phénomène d'adsorption et ils ne prennent pas en compte tous les mécanismes qui contrôlent l'écoulement du fluide dans le milieu poreux : les modèles sont limités au cas sans adsorption pour lequel Rk =1 et Rm = rlpp ; ces modèles prennent uniquement en compte l'effet de rhéo-fluidification, mais pas les effets de rhéo-épaississement, les effets de déplétion et les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. De plus, la méthode proposée est limitée aux polymères avec un comportement au cisaillement simple. Compte tenu de ces hypothèses, cette méthode ne permet pas d'effectuer des expériences numériques capables de se substituer aux expériences sur carottes réelles pour une étude de faisabilité d'une opération RAH polymère. Par conséquent, même en utilisant la méthode proposée dans le document (Lopez et al.), une étude de faisabilité pour une opération RAH polymère nécessite toujours un nombre élevé de mesures expérimentales. L'invention concerne un procédé d'optimisation d'une récupération assistée d'hydrocarbures, dans lequel on détermine la récupération d'hydrocarbures au moyen de mesures numériques, utilisant des modèles de réseau de pores ne nécessitant qu'un seul calage, ce qui permet de limiter le nombre de mesures expérimentales. Le procédé selon l'invention L'invention concerne un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures dans un réservoir géologique, ledit réservoir étant constitué d'au moins un milieu poreux, la récupération assistée d'hydrocarbures étant réalisée par une injection d'une phase aqueuse dans ledit réservoir, ladite phase aqueuse comprenant au moins un polymère. Pour ce procédé, on réalise les étapes suivantes : a) on construit un modèle de réseau de pores de chaque milieu poreux, chaque modèle comportant un ensemble de canaux ; b) on utilise pour chaque canal une loi de conductance hydraulique fonction du polymère et d'au moins un paramètre ajustable, ledit paramètre ayant été préalablement déterminé à partir de mesures expérimentales pour un seul milieu poreux ; c) on détermine les propriétés d'écoulement (Rn'Rk,graPP) dudit milieu poreux au moyen de chaque modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et d) on détermine la récupération d'hydrocarbures au moyen d'un simulateur d'écoulement prenant en compte lesdites propriétés de l'écoulement ( R',,Rk ,177 ). Selon l'invention, le paramètre est déterminé en réalisant les étapes suivantes : i) on détermine expérimentalement pour au moins un débit de la phase aqueuse dans un échantillon d'un milieu poreux, lesdites propriétés d'écoulement ; ii) on détermine les propriétés d'écoulement ( ,Rk ,77aPP ) dudit milieu poreux au moyen dudit modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et iii) on ajuste ledit paramètre de ladite loi de conductance hydraulique, pour que les propriétés d'écoulement déterminées aux étapes i) et ii) soient cohérentes. De préférence, la loi de conductance hydraulique est une loi de Poiseuille comportant au moins un paramètre ajustable. Avantageusement, loi de conductance hydraulique se déduit à partir d'un modèle rhéologique du polymère obtenu par mesure de la viscosité relative qr du polymère, en fonction du gradient de vitesse de cisaillement. De plus, on définit pour chaque canal desdits modèles de réseau de pores une loi paramétrable de réduction de diamètre des canaux, les paramètres de ladite loi de réduction de diamètre étant ajustés en même temps que les paramètres de ladite loi de conductance hydraulique. Selon un mode de réalisation de l'invention, les propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse sont la réduction de mobilité R., la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente iiraPP de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. De manière avantageuse, la loi de conductance hydraulique et la loi de réduction de diamètre des canaux de chaque modèle de réseau de pores modélise les mécanismes qui contrôlent l'écoulement de la phase aqueuse en milieu poreux à l'échelle du pore, lesdits mécanismes modélisés étant l'adsorption irréversible de la phase aqueuse par le milieu poreux et/ou les effets de rhéo-fluidification du polymère et/ou les effets de rhéoépaississement du polymère et/ou les effets de déplétion et/ou les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. Avantageusement, on détermine expérimentalement la réduction de mobilité Rn, , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente rira"" en fonction du débit pour ledit premier milieu poreux, en réalisant les étapes suivantes : (1) on dépose un échantillon dudit milieu poreux dans une cellule de mesure ; (2) on mesure la porosité et la perméabilité dudit milieu poreux par saturation par une saumure ; (3) on injecte une phase aqueuse contenant ledit polymère à différents débits et on détermine la réduction de mobilité R. après stabilisation à partir des mesures de l'étape (b) ; (4) on déplace le polymère non adsorbé par une injection de saumure ; (5) on injecte de la saumure à différents débits et on détermine la réduction de perméabilité Rk à partir des mesures de l'étape (b) ; et (6) on en déduit la viscosité apparente rira"" , rira"" = Ri" . Rk Selon l'invention, un modèle de réseau de pores est un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore, dans lequel on associe à chaque canal une loi de conductance hydraulique. Selon un mode de réalisation, on construit un modèle de réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour chaque milieu poreux : i) on caractérise ledit milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour ledit milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi paramétrée de conductance hydraulique dans chaque canal dudit modèle de réseau de pores. Pour caractériser ledit milieu poreux on peut déterminer une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique, soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux. De préférence, ledit simulateur d'écoulement est configuré avec des valeurs des perméabilités relatives de la phase aqueuse (k,) et des hydrocarbures (kro) et par une valeur de l'adsorption dynamique (F), ces valeurs étant obtenues expérimentalement. En outre, le procédé peut comprendre les étapes suivantes : e) on réitère les étapes a) à d) pour différents polymères et/ou pour différentes concentrations du polymère dans ladite phase aqueuse ; et f) on injecte dans ledit réservoir une phase aqueuse contenant le polymère qui optimise la récupération d'hydrocarbures. Selon un mode de réalisation de l'invention, le choix d'un polymère et d'une concentration dudit polymère dans la phase aqueuse comprend une étape d'étude de la stabilité thermique et chimique de la phase aqueuse ainsi constituée, si la phase aqueuse n'est pas stable, on choisit un autre polymère et/ou une autre concentration. Présentation succincte des figures D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après. La figure 1, déjà décrite, illustre un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures selon l'art antérieur. La figure 2 illustre un procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures selon l'invention. La figure 3 est une courbe illustrant l'intérêt du calage d'un modèle de réseau de pores selon l'invention pour un premier exemple. La figure 4 est une courbe illustrant l'intérêt du calage d'un modèle de réseau de pores selon l'invention pour un deuxième exemple. Description détaillée de l'invention L'invention porte sur un procédé d'optimisation de la récupération assistée d'hydrocarbures, pour lequel on prédit la récupération d'hydrocarbures. Pour cela, on détermine le comportement du fluide injecté dans le réservoir au moyen de modèles de 10 réseau de pores. Ces modèles permettent de déterminer des caractéristiques macroscopiques de l'écoulement à partir de lois d'écoulement décrites à l'échelle microscopique (échelle dite "du pore"), qui sont ensuite utilisées pour simuler (numériquement) les différents écoulements dans le réservoir. Il s'agit d'une méthode couplée à la fois analytique et empirique de construction de 15 modèles d'écoulement de type réseau de pores pour des fluides non-Newtoniens (tels que des polymères). Le procédé selon l'invention permet de réaliser des expériences numériques capables de prédire de manière complète et fiable l'ensemble des propriétés d'écoulement en milieu poreux d'un fluide non-Newtonien (tels que des polymères) en fonction du débit pour chaque gamme de propriétés pétrophysiques (c'est-à-dire chaque milieu poreux) d'un 20 cas de réservoir. La figure 2 illustre les différentes étapes d'un mode de réalisation du procédé selon l'invention qui sont : 1) étude préalable (PRL) du cas à traiter 25 2) sélection d'un polymère (POL) 3) construction d'un premier modèle PNM (1' MOD) 4) détermination des paramètres à l'aide du premier modèle (PAR) 5) construction des modèles PNM (MOD) 6) détermination de propriétés d'écoulement (PRO) 30 7) simulation d'écoulement (SIM) 8) injection du polymère (INJ) En raison de l'hétérogénéité des réservoirs, on considère que le réservoir est constitué de plusieurs milieux poreux (ou faciès), avec des propriétés pétrophysiques propres 35 (perméabilité, porosité...). Étape 1) étude préalable du cas à traiter (PRL) Cette étape correspond à l'étape 1 du procédé de l'art antérieur décrit à la figure 1. Il s'agit ici de déterminer les conditions du cas à traiter : notamment la caractérisation du réservoir d'hydrocarbures (hétérogénités, puits ...), la viscosité de l'huile (rio ), la salinité, la température. Ces données peuvent être acquises par des mesures expérimentales sur des carottes du réservoir ou au cours de l'exploitation du réservoir avant la mise en place d'une récupération assistée d'hydrocarbures. Ces données servent à la construction d'un modèle de réservoir représentatif, qui peut être utilisé par un simulateur de réservoir. On rappelle qu'un modèle de réservoir constitue une maquette du sous-sol représentative à la fois de sa structure et de son comportement. Généralement, ce type de maquette est représenté sur un ordinateur, on parle alors de modèle numérique. Étape 2) choix du polymère (POL) Cette étape correspond à l'étape 2) du procédé de l'art antérieur illustré à la figure 1. Il s'agit pour un utilisateur de déterminer au moins un polymère ou un additif chimique viscosifiant pouvant être injecté avec la phase aqueuse. La suite de la description concerne l'ajout d'un seul polymère, toutefois, plusieurs polymères et/ou plusieurs additifs chimiques viscosifiants peuvent être injectés simultanément. Pour cette étape, le spécialiste peut se baser sur ses connaissances, sur une bibliographie et/ou sur des bases de données pour connaître des polymères aptes à être utilisé pour la récupération assisté d'hydrocarbures "RAH polymère". A titre d'information, on rappelle que les polymères peuvent être des polymères hydrosolubles, ou d'autres agents viscosifiants ou épaississants ; les polymères sont choisis notamment parmi : les polymères à base d'acrylamide, notamment PAM (polyacrylamides) plus ou moins hydrolysés, ou copolymères d'acrylamides et de monomères sulfonés et autres monomères, - le Xanthane, - autres polymères naturels, tout polymère hydrosoluble de masse molaire supérieure à 106g/mol. Lors de cette étape, on choisit également la concentration de polymère dans la phase aqueuse. Le choix dépend des connaissances du spécialiste et de données issues de la littérature et/ou de bases de données. Le choix peut être affiné lors de différentes itérations du procédé selon l'invention. Lors de cette étape, on cale également les paramètres du modèle rhéologique pour le polymère à l'aide d'une expérience de rhéologie (mesurant la viscosité relative 77r du polymère en fonction de la vitesse de cisaillement et éventuellement de la vitesse d'élongation). De préférence, le choix d'un polymère et d'une concentration du polymère dans la phase aqueuse comprend en outre une étape d'étude de la stabilité thermique et chimique de la phase aqueuse ainsi constituée. Ainsi, si la phase aqueuse ne paraît pas stable d'un point de vue thermique et/ou chimique par rapport au réservoir étudié, on choisit un autre polymère et/ou une autre concentration, avant de passer à l'étape suivante. Cette étude de la stabilité permet d'éviter de faire des expériences (réelles et/ou numériques) pour des phases aqueuses qui ne seraient pas exploitables. Étape 3) construction d'un premier modèle (1 er MOD) On construit un premier modèle de réseau de pores pour un premier type de milieu poreux, dont on dispose d'au moins une carotte. On rappelle que le réservoir constituant le cas à traiter présente plusieurs types de milieux poreux (ou faciès). Cette étape consiste à en choisir un seul qui fera l'objet d'une étude expérimentale complète (pour la caractérisation et pour l'injection de polymère) et d'une étude numérique PNM. Ce modèle détermine numériquement des propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse en fonction du débit, de caractéristiques de la phase aqueuse (type de polymère et sa concentration). Selon l'invention, ce modèle est valable pour un polymère et un milieu poreux. Les propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse déterminées sont notamment la réduction de mobilité Rn, , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente 17 de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. On appelle modèle de réseau de pores (ou en anglais Pore Network Modeling, PNM) un modèle qui repose sur une représentation conceptuelle d'un milieu poreux et permet de rendre compte de la physique de l'écoulement sans s'attacher à la morphologie réelle du milieu. La structure y est modélisée par un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore. Pour être représentatif d'un milieu poreux donné, un modèle de réseau de pores est construit à partir de données pétrophysiques du milieu poreux (telles que la pression capillaire en fonction de la saturation en fluides), voire de données de structure microscopiques. Les données pétrophysiques sont en particulier la perméabilité et la porosité. Ces données varient d'un milieu poreux à un autre, c'est pourquoi il est nécessaire d'établir un modèle de réseau de pores pour chaque milieu poreux (ou facies) constituant le réservoir. Avantageusement, les données pétrophysiques sont déterminées au moyen de mesures expérimentales sur des carottes prélevées dans le réservoir géologique. On implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du premier modèle, cette loi est fonction du polymère choisi. Cette dépendance est établie au moyen d'un modèle rhéologique du polymère, qui est obtenu par mesure de la viscosité du polymère en fonction du gradient de la vitesse de cisaillement, et éventuellement de la vitesse d'élongation. Une loi de conductance hydraulique est une loi qui relie le débit au niveau du canal à la perte de charge dans le canal, elle peut être obtenue à partir de la loi de Poiseuille. La loi de conductance est paramétrée : elle dépend d'au moins un paramètre qu'il est possible de faire varier. La conductance g entre les noeuds i et j du modèle relie le débit q à la perte de charge AP au moyen d'une relation du type : qy = gyAPy . Selon un mode de réalisation de l'invention, un paramétrage simple de la conductance est de choisir un paramètre a qui à gy associe agi . La réalisation de l'invention peut aussi impliquer un paramétrage d'une loi de réduction du diamètre des canaux (d,) dans le modèle PNM, pour rendre compte de l'adsorption du polymère et des effets de déplétion à la paroi des pores. Ce paramétrage peut être effectué au moyen d'un paramètre ,6 qui à d, associe ,id, . Selon l'invention, chaque loi paramétrée de conductance hydraulique et/ou chaque loi paramétrée de réduction de diamètre de canal permet de représenter le comportement de l'écoulement de la phase aqueuse dans le milieu poreux en modélisant les mécanismes qui contrôlent l'écoulement de la phase aqueuse en milieu poreux à l'échelle du pore, lesdits mécanismes modélisés étant l'adsorption irréversible de la phase aqueuse par le milieu poreux et/ou les effets de rhéo-fluidification du polymère et/ou les effets de rhéoépaississement du polymère et/ou les effets de déplétion et/ou les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. Selon un mode de réalisation préférentiel de l'invention, on construit le premier modèle réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour le premier milieu poreux : i) on caractérise le milieu poreux, pour cela on détermine une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour le milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle de réseau de pores, la loi dépendant d'un paramètre variable et l'on procède au paramétrage des diamètres des canaux à l'aide d'un paramètre variable. Étape 4) détermination des paramètres variables à l'aide du premier modèle (PAR) Une fois le premier modèle construit, on détermine le(s) paramètre(s) (a et fl pour les exemples précédents) de la loi de conductance hydraulique et de la loi de réduction de diamètre pour que le modèle soit cohérent avec le comportement réel dans le milieu poreux. Pour cela, on procède à un calage du premier modèle. De préférence, on cale le premier modèle de réseau de pores en réalisant les étapes suivantes : i) on détermine expérimentalement pour au moins un débit de la phase aqueuse dans un échantillon (ou carotte) du premier milieu poreux, la réduction de mobilité Rm , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente ri raPP pour le milieu poreux ; et ii) on ajuste au moins un paramètre de ladite loi de conductance hydraulique et de la loi de réduction de diamètre, pour que le premier modèle de réseau de pores soit cohérent avec les mesures expérimentales. On peut déterminer expérimentalement (1) la réduction de mobilité R. , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente 17,7 en fonction du débit pour le premier milieu poreux, en réalisant les étapes suivantes : (1) on dépose un échantillon (ou carotte) du milieu poreux dans une cellule de mesure ; (2) on mesure la porosité et la perméabilité du milieu poreux par saturation par une saumure ; (3) on injecte la phase aqueuse à différents débits et on détermine la réduction de mobilité Rm après stabilisation à partir des mesures de l'étape (b) ; (4) on déplace le polymère non adsorbé par une injection de saumure ; (5) on injecte de la saumure à différents débits et on détermine la réduction de perméabilité Rk à partir des mesures de l'étape (b) ; et (6) on en déduit la viscosité apparente riraPP, r raPP Ri" . Rk Étape 5) construction de modèles (MOD) Selon l'invention, un modèle de réseau de pores est établi pour chaque milieu poreux du réservoir. Ces modèles sont construits de la même manière que le premier modèle de réseau de pores, toutefois, les lois de conductance hydraulique et les lois de réduction de diamètre de ces modèles utilisent le paramétrage déterminé lors du calage réalisé à l'étape précédente. Selon un mode de réalisation préférentiel de l'invention, on construit les modèles de réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour chaque milieu poreux : i) on caractérise le milieu poreux, pour cela on détermine une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique, soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour le milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle de réseau de pores, la loi de conductance hydraulique étant définie avec le(s) paramètre(s) déterminé(s) à l'étape précédente. Ainsi, il n'est pas nécessaire de faire un calage (avec des essais) pour chaque milieu poreux, une seule série de mesures est donc utilisée pour construire les modèles de l'ensemble du réservoir géologique. Étape 6) détermination des propriétés d'écoulement (PRO) Au moyen des modèles de réseau de pores construits à l'étape précédente, on détermine numériquement pour chaque milieu poreux des propriétés d'écoulement. De préférence, on détermine pour chaque milieu poreux la réduction de mobilité 1?', la réduction de perméabilité RI, et la viscosité apparente 17,7 de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. De préférence, si la viscosité relative apparente rePP calculée au moyen du modèle n'est pas satisfaisante (selon des critères définis par l'utilisateur en fonction de ces connaissances et de la littérature), aucune simulation n'est réalisée et on retourne à l'étape 2) (POL) pour choisir un autre polymère et/ou une autre concentration. Étape 7) simulation d'écoulement (SIM) Lors de cette étape, on simule, au moyen d'un simulateur d'écoulement, les écoulements dans le réservoir, dans lequel on injecte une phase aqueuse et on en déduit la production d'hydrocarbures du réservoir. Pour exécuter une simulation d'écoulement, il est connu du spécialiste d'utiliser un logiciel appelé simulateur d'écoulement tel que Pumaflow ® (IFP Energies nouvelles, France). Le simulateur prend en compte : - les données issues de l'étude préalable : par exemple la viscosité de l'huile, la température, la salinité, les caractéristiques de l'écoulement (R''RorjaPP) déterminés à l'étape précédente, et des données issues de mesures : les perméabilités relatives de la phase aqueuse (km) et des hydrocarbures (km), l'adsorption dynamique (F ). Les perméabilités relatives de la phase aqueuse (km) et des hydrocarbures (km) sont déterminées expérimentalement pour chaque milieu poreux, alors que l'adsorption dynamique (F ) est déterminée expérimentalement sur une carotte de propriétés physiques moyennes du réservoir. Les valeurs déterminées sont valables quelque soit le polymère choisi et sa concentration. La simulation détermine la quantité d'hydrocarbures pouvant être récupérée par l'injection d'un phase aqueuse contenant le polymère choisi. Étape 8) infection de la phase aqueuse (INJ) On injecte ensuite le polymère dans le réservoir géologique pour obtenir une récupération assistée d'hydrocarbures. Ainsi, l'invention permet de prédire la quantité d'hydrocarbures récupérée en fonction du polymère. Selon un mode particulier de réalisation de l'invention, les étapes 2) (POL) à 7) (SIM) sont répétées pour différents polymères et/ou différentes concentrations de polymères. Cette répétition est illustrée sur la figure par la flèche de rétroaction. Pour chaque polymère testé, une seule série supplémentaire de mesures est nécessaire : il s'agit de mesures de la réduction de mobilité 1?»,, la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente ij raPP pour le calage. En effet, les données pétrophysiques du réservoir, les données utiles à la simulation et les données utiles pour déterminer une taille de seuil de pore et un facteur de formation sont déjà connues. Ainsi, un spécialiste peut tester plusieurs configurations dans un temps réduit. Une fois, que l'utilisateur a testé les polymères de son choix, il détermine au moins un polymère à injecter qui optimise la récupération d'hydrocarbures. En outre, pour déterminer le polymère à injecter, l'utilisateur peut prendre en compte des critères économiques. Puis, il injecte dans le réservoir géologique la phase aqueuse contenant ce(s) polymère(s). Ainsi, grâce à l'invention, le nombre de mesures expérimentales est réduit, les seules mesures à prévoir sont : - une seule série de mesures des propriétés pétrophysiques de chaque milieu poreux (notamment la distribution de la taille de seuil de pore et le facteur de formation ou bien les données directement obtenues par microtomographie) (construction des modèles PNM), - pour chaque polymère choisi, une mesure de la viscosité relative rir, pour déterminer les lois de conductance hydraulique (implémentation des lois de conductance hydraulique), - une seule série de mesures de la réduction de mobilité de la réduction de perméabilité Rk et de la viscosité apparente qraPP pour un seul milieu poreux (calage du premier modèle), une seule mesure de l'adsorption dynamique F (configuration du simulateur d'écoulement) pour chaque milieu poreux, et une seule série de mesure pour déterminer les perméabilités relatives krw,kro pour chaque milieu poreux (configuration du simulateur d'écoulement). Le modèle construit est valable pour tout le réservoir, par conséquent il peut être utilisé sur l'ensemble d'un champ pétrolier sans nécessiter de nouvelles mesures concernant le réservoir. Exemples Le demandeur a réalisé des mesures pour deux exemples illustrant l'intérêt de l'étape empirique de calage des résultats d'expériences numériques sur ceux d'expériences sur carottes réelles. Les calages ont été effectués en modifiant les lois de conductance hydraulique gu dans chaque canal et le diamètre di des canaux au moyen de deux paramètres ajustables a (tel que gy -> a gu) et /3 (tel que d, fid,) pour tenir compte de manière simplifiée des effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore, qui conduisent à des viscosités dans les canaux plus élevées que celles qui seraient atteintes en régime stationnaire, ainsi que de l'adsorption et de la couche de déplétion. Le premier exemple concerne l'injection d'un polyacrylamide partiellement hydrolysé (HPAM, référence FLOPAAM 2530S, commercialisé par la société SNF-Floerger ®) qui présente une composition molaire en acrylate de 20% et une masse molaire de l'ordre de 107 g/mol. Le second exemple utilise du Xanthane (commercialisé par la société Sigma-Aldrich ®), non caractérisé en termes de masse molaire. Les deux polymères ont été mis en solution dans une saumure composé de 2 g/L NaCI et 0,4 g/L NaN3 (utilisé comme agent bactériostatique). La concentration en polymère et la viscosité newtonienne de la solution de HPAM valent respectivement 1 g/L et 26,4 cP, et celles de la solution de Xanthane respectivement 0,75 g/L et 10,2 cP. Les expériences ont été effectuées sur des milieux poreux non-consolidés constitués de sable de Fontainebleau (de référence GA39, commercialisé par la société Sifraco ®) de porosité 41% et de perméabilité 4,3 D. Le protocole et les conditions des expériences d'injection de polymère en milieu poreux sont (on utilise un montage classique pour les tests en milieu poreux désigné en anglais par "coreflood setup") : 1. préparation du milieu poreux par tassage du sable dans une cellule porte-échantillon rigide, mesure de la porosité, saturation du milieu poreux par une saumure 2 g/L NaCI et 0,4 g/L NaN3 (notée "saumure" ci-après), mesure de la perméabilité ; 2. injection de la solution de polymère à différents débits, détermination des réductions de mobilités R. après stabilisation pour chaque débit (le volume de solution de polymère injecté est très supérieur au volume de pore de la carotte) ; 3. injection d'un volume de saumure très supérieur au volume de pore de la carotte à un débit fixe pour déplacer le polymère non-adsorbé ; 4. injection de la saumure à différents débits, détermination des réductions de perméabilités Rk ; et 5. calculs des viscosités relatives apparentes I" raPP = Ri" . Rk Le protocole et les conditions pour réaliser les expériences numériques d'injection de polymère en milieu poreux sont : 1. caractérisations du milieu poreux réel : par porosimétrie mercure (détermination de la distribution de taille de seuils de pore) et par résistivité électrique (détermination du facteur de formation). Cette caractérisation peut être remplacée par l'imagerie en microtomographie du milieu poreux ; 2. construction du modèle de réseau de pores à partir des données de caractérisation (modèle contraint par la valeur de la perméabilité déterminée expérimentalement) ou à partir des images de microtomographie ; 3. mesures et paramétrisations par des modèles rhéologiques de la viscosité relative ri, en fonction du gradient de vitesse de cisaillement ; 4. implémentation de la loi de conductance hydraulique dans chaque canal du modèle réseau de pores ; et 5. réalisation des expériences numériques : détermination de la viscosité relative apparente rePP à l'échelle du modèle pour différents débits d'injection de solution de polymère. Les figures 3 (exemple 1) et 4 (exemple 2) présentent des résultats de la viscosité relative apparente ri, " en fonction du débit d'injection Q pour ces deux exemples pour les conditions suivantes : - expériences d'injection en milieu poreux de solutions de deux types de polymères hydrosolubles, ces expériences sont représentées par les points (M), - expériences numériques d'injection de ces polymères avant calage, la courbe obtenue est représentée par des traits discontinus (SC), et - expériences numériques d'injection de ces polymères après calage, la courbe obtenue est représenté par un trait continu (AC). Ces courbes montrent que la méthode proposée permet d'obtenir un calage satisfaisant des résultats des expériences numériques sur ceux des expériences sur carottes réelles. Le modèle calé construit selon le procédé de l'invention est donc fiable et représentatif de l'écoulement. REVENDICATIONS1) Procédé d'optimisation de récupération assistée d'hydrocarbures dans un réservoir géologique, ledit réservoir étant constitué d'au moins un milieu poreux, la récupération assistée d'hydrocarbures étant réalisée par une injection d'une phase aqueuse dans ledit réservoir, ladite phase aqueuse comprenant au moins un polymère et/ou un additif chimique ayant des propriétés viscosantes, caractérisé en ce qu'on réalise les étapes suivantes : a) on construit un modèle de réseau de pores de chaque milieu poreux, chaque modèle comportant un ensemble de canaux ; b) on utilise pour chaque canal une loi de conductance hydraulique fonction du polymère et/ou de l'additif chimique et d'au moins un paramètre ajustable, ledit paramètre ayant été préalablement déterminé à partir de mesures expérimentales pour un seul milieu poreux ; c) on détermine les propriétés d'écoulement (R',,Rk,q7) dudit milieu poreux au moyen de chaque modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et d) on détermine la récupération d'hydrocarbures au moyen d'un simulateur d'écoulement prenant en compte lesdites propriétés de l'écoulement (R., Rk ,117 ). 2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel le paramètre est déterminé en réalisant les étapes suivantes : i) on détermine expérimentalement pour au moins un débit de la phase aqueuse dans un échantillon d'un milieu poreux, lesdites propriétés d'écoulement ; ii) on détermine les propriétés d'écoulement (R',Rk,77,.aPP) dudit milieu poreux au moyen dudit modèle de réseau de pores et de ladite loi de conductance hydraulique ; et on ajuste ledit paramètre de ladite loi de conductance hydraulique, pour que les propriétés d'écoulement déterminées aux étapes i) et ii) soient cohérentes. 3) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la loi de conductance hydraulique est une loi de Poiseuille comportant au moins un paramètre ajustable. 4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel ladite loi de conductance hydraulique se déduit à partir d'un modèle rhéologique du polymère obtenu par mesure de la viscosité relative /7' du polymère, en fonction du gradient de vitesse de cisaillement. 5) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on définit pour chaque canal desdits modèles de réseau de pores une loi paramétrable de réduction de diamètre des canaux, les paramètres de ladite loi de réduction de diamètre étant ajustés en même temps que les paramètres de ladite loi de conductance hydraulique. 6) Procédé selon la revendication 5, dans lequel la loi de conductance hydraulique et la loi de réduction de diamètre des canaux de chaque modèle de réseau de pores modélisent les mécanismes qui contrôlent l'écoulement de la phase aqueuse en milieu poreux à l'échelle du pore, lesdits mécanismes modélisés étant l'adsorption irréversible de la phase aqueuse par le milieu poreux et/ou les effets de rhéo-fluidification du polymère et/ou les effets de rhéo-épaississement du polymère et/ou les effets de déplétion et/ou les effets liés à la relaxation incomplète du polymère dans les seuils de pore. 7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les propriétés de l'écoulement de la phase aqueuse sont la réduction de mobilité R' ' la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente rePP de la phase aqueuse dans ledit réservoir, lesdites propriétés de l'écoulement étant fonction du débit d'injection de la phase aqueuse. 8) Procédé selon la revendication 7, dans lequel on détermine expérimentalement la réduction de mobilité R,,, , la réduction de perméabilité Rk et la viscosité apparente ri " en fonction du débit pour ledit premier milieu poreux, en réalisant les étapes suivantes : (1) on dépose un échantillon dudit milieu poreux dans une cellule de mesure ; (2) on mesure la porosité et la perméabilité dudit milieu poreux par saturation par une saumure ; (3) on injecte une phase aqueuse contenant ledit polymère à différents débits et on détermine la réduction de mobilité Rm après stabilisation à partir des mesures de l'étape (b) ; (4) on déplace le polymère non adsorbé par une injection de saumure ; (5) on injecte de la saumure à différents débits et on détermine la réduction de perméabilité Rk à partir des mesures de l'étape (b) ; et (6) on en déduit la viscosité apparente 777, raPP = R Rk.- 19 9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel un modèle de réseau de pores est un réseau tridimensionnel de pores constituant des noeuds interconnectés par des canaux représentant les seuils de pore, dans lequel on associe à chaque canal une loi de conductance hydraulique. 10) Procédé selon la revendication 9, dans lequel on construit un modèle de réseau de pores, en réalisant les étapes suivantes pour chaque milieu poreux : i) on caractérise ledit milieu poreux ; ii) on construit un modèle de réseau de pores pour ledit milieu poreux à partir de la caractérisation du milieu poreux ; et iii) on implémente une loi paramétrée de conductance hydraulique dans chaque canal dudit modèle de réseau de pores. 11) Procédé selon la revendication 10, dans lequel pour caractériser ledit milieu poreux on détermine une distribution de la taille de seuil de pores et un facteur de formation soit expérimentalement par porosimétrie mercure et par mesure de résistivité électrique, soit par imagerie en microtomographie du milieu poreux. 12) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel ledit simulateur d'écoulement est configuré avec des valeurs des perméabilités relatives de la phase aqueuse (km,) et des hydrocarbures (km) et par une valeur de l'adsorption dynamique (F ), ces valeurs étant obtenues expérimentalement. 13) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel il comprend en outre les étapes suivantes : e) on réitère les étapes a) à d) pour différents polymères et/ou additifs chimiques viscosifiants et/ou pour différentes concentrations du polymère dans ladite phase aqueuse ; et f) on injecte dans ledit réservoir une phase aqueuse contenant le polymère ou l'additif chimique viscosifiant qui optimise la récupération d'hydrocarbures. 14) Procédé selon la revendication 13, dans lequel le choix d'un polymère et d'une concentration dudit polymère dans la phase aqueuse comprend une étape d'étude de la stabilité thermique et chimique de la phase aqueuse ainsi constituée, si la phase aqueuse n'est pas stable, on choisit un autre polymère et/ou une autre concentration.