FR 2999222 A1 20140613 FR 1202893 A 20121212 Le domaine de la présente invention concerne la récupération d'hydrocarbures de réservoirs fracturés, dont la majeure partie de l'accumulation est renfermée dans des blocs matriciels poreux limités par des fractures. Dans le cas de réservoirs fracturés peu ou pas mouillables à l'eau, l'injection d'eau se révèle souvent inefficace car les forces capillaires retiennent l'huile au sein des blocs matriciels. L'ajout d'un additif chimique à l'eau d'injection peut alors être envisagé afin de modifier les propriétés interraciales du système eau-huile-roche, suivant deux modes d'action potentiels : - réduction de l'intensité des forces capillaires par réduction de la tension interraciale eau- huile ; restauration de forces capillaires motrices par inversion de la mouillabilité de la roche, redevenant mouillable à l'eau dans le cas présent. L'injection d'additifs accroissant la viscosité de l'eau injectée peut aussi être envisagée afin d'accroître le gradient de pression au sein du fluide circulant dans les fractures et ainsi entraîner l'huile des blocs matriciels par effet visqueux. Le cas échéant, il est également possible de recourir à un autre procédé de récupération, impliquant l'injection d'un gaz seul ou en combinaison avec une phase aqueuse et/ou un agent chimique (injection alternée eau/gaz ou de mousse par exemple). Cependant, la sélection et la mise en oeuvre de l'un ou l'autre de ces multiples procédés de récupération améliorée passent d'abord par une évaluation suffisante du contexte du réservoir à l'étude et des effets des mécanismes de production dont il est déjà le siège. Il s'agit notamment d'estimer l'impact des mécanismes physiques susceptibles de permettre l'expulsion d'huile des blocs matriciels à savoir, dans le cas d'une production par injection d'un fluide (eau le plus souvent) maintenant la pression : (a) les forces de gravité reliée à la hauteur présumée des blocs, (b) le déplacement forcé (visqueux) au sein des blocs associé à la circulation du fluide injecté et/ou produit dans les fractures, également dans certains cas (c) les échanges par diffusion causés par d'éventuels gradients de composition entre fissure et matrice. Le mécanisme d'expansion associé à la compressibilité des fluides et de la roche peut aussi intervenir si la pression et/ou la température du réservoir varient au cours de la production. Les forces de capillarité ne sont pas mentionnées comme mécanisme favorable à la récupération car on s'adresse ici à des réservoirs préférentiellement mouillés par l'huile, les plus fréquemment rencontrés en contexte carbonaté. Une évaluation de ces différents mécanismes de récupération, notamment des effets gravitaires et des effets visqueux susceptibles de compenser les effets adverses d'une capillarité défavorable dans le cas d'une injection d'eau en milieu fracturé mouillable à l'huile, est essentielle pour orienter le choix de l'ingénieur de réservoir vers un procédé de récupération améliorée qui amplifie ou restaure l'impact bénéfique de l'un ou l'autre de ces mécanismes. Il peut notamment s'agir d'un procédé chimique impliquant l'ajout d'un additif chimique au fluide d'injection le plus souvent à base d'eau. 10 Cette évaluation préalable permet d'une part de sélectionner une stratégie de récupération améliorée, d'autre part de focaliser d'emblée les moyens et efforts sur le dimensionnement et l'optimisation du ou des quelques procédé(s) remplissant le cahier des charges de la stratégie de récupération améliorée retenue. On connaît des procédés pour évaluer la récupération en hydrocarbures de champs 15 pétroliers fracturés. Ces procédés sont fondés sur des approches statistiques, analytiques, expérimentales et/ou numériques. De tels procédés sont décrits par exemple dans les documents suivants : Reis, J.C. : "Oil Recovery Mechanisms in Fractured Reservoirs During Steam Injection", paper SPE 20204 presented at the SPE/DOE EOR Conference, 22-25 April 1990, Tulsa, 20 OK. Jack Allen and S. Qing Sun: Controls on Recovery Factor in Fractured Reservoirs: Lessons Learned from 100 Fractured Fields, paper SPE 84590 presented at the 2003 SPE Ann. Tech. Conf. & Exh. held in Denver, Co., USA, 5-8 Oct. 2003. Barbara Pirker, Georg M. Mittermeir and Zoltan E. Heinemann: "Numerivally-Derived 25 Type Curves for Assessing Matrix Recovery Factors", paper SPE 107074 presented at the SPE Europec/EAGE Ann. Conf. & Exh. held in London, UK, 11-14 June 2007. R. Gupta, B. Adibhatla and K.K. Mohanty: Parametric Study to Enhance 011 Recovery Rate From Fractured Oil-Wet Carbonate Reservoirs, paper SPE 116485 presented at the 2008 SPE Ann. Tech. Conf. & Exh. held in Denver, Co., USA, 21-24 Sept. 2008. 30 B. Bourbiaux: "Understanding the OH Recovery Challenge of Water Drive Fractured Reservoirs", paper IPTC 13909 presented at the International Petroleum Technology Conference, 7-9 December 2009, Doha, Qatar. Nicolas Legrand, Joop de Kok, Pascale Neff, and Torsten Clemens, OMV E&P: "Recovery Mechanisms and 011 Recovery From a Tight, Fractured Basement Reservoir, Yemen", SPE Reservoir Evaluation & Engineering, August 2011. On connaît également les demandes de brevet W010002680 et W010138558, portant sur des procédés pour évaluer une technique de récupération améliorée d'hydrocarbures. Cependant, toutes ces procédés nécessitent un grand nombre d'informations, parfois difficiles à obtenir, et/ou font généralement appel à des simulations de réservoir. De ce fait, ces procédés sont longs et complexes à mettre en oeuvre. De plus, pour les réservoirs fracturés types, le problème de récupération se pose spécifiquement à l'échelle du bloc matriciel, car ces blocs matriciels renferment la quasi- totalité de l'huile et sont court-circuités par les fractures. Ainsi, l'objet de la présente invention concerne un procédé pour évaluer le potentiel de récupération des hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels poreux d'un réservoir fracturé, afin d'orienter le choix d'une méthode de récupération améliorée adaptée au contexte du cas de champ à l'étude. La simplicité et le caractère pratique/réaliste du procédé résident dans la définition d'une ou quelques géométries de blocs matriciels représentatifs (dédulte(s) de la caractérisation géologique des fractures), l'estimation des conditions d'écoulement dans les fractures déduites des résultats (perméabilité du réseau de fractures) de tests de puits (mesures a priori toujours disponibles), enfin l'évaluation quantitative des taux et cinétique de récupération des blocs poreux obtenues par injection d'un fluide circulant préférentiellement dans le réseau de fractures limitant ces blocs. Ces ordres de grandeur permettent de choisir une stratégie de récupération améliorée adaptée au réservoir considéré, puis de cibler un procédé de récupération mettant le mieux en oeuvre cette stratégie. L'invention s'adresse en particulier aux réservoirs fracturés dont le pronostic de récupération est a priori défavorable, notamment les réservoirs fracturés préférentiellement mouillés par l'huile et dont la pression est maintenue par injection d'eau. Toutefois, le procédé selon l'invention s'applique quelle que soit la mouillabilité (à l'eau ou à l'huile) du réservoir considéré. Cette pré-sélection repose sur les résultats d'une évaluation quantitative des échanges matrice-fracture à partir d'un nombre minimal d'informations normalement mises à disposition et/ou accessibles à l'ingénieur de réservoir. Ces informations sont issues des étapes classiques de caractérisation et acquisition de données qui procurent une connaissance de la structure (incluant la présence ou non de fractures) du réservoir, du contenu en faciès (incluant les propriétés pétrophysiques du milieu matriciel déterminées à partir des logs et/ou sur les carottes), du contenu en fluides, ainsi que du comportement du réservoir à l'écoulement (identifié par les tests de puits). Le procédé selon l'Invention De façon générale, l'invention concerne un procédé pour évaluer un potentiel de récupération d'hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels poreux d'un réservoir fracturé, lesdits blocs étant limités par des fractures, au moyen d'une technique de récupération améliorée au cours de laquelle on injecte un fluide au sein dudit réservoir. Le procédé comporte les étapes suivantes pour au moins un bloc matriciel : i) on acquiert des données caractéristiques dudit réservoir, des données issues de tests de puits et des données relatives à des conditions d'exploitation dudit réservoir; il) on estime un gradient de pression (Gx) lié à un écoulement dudit fluide dans lesdites fractures, à partir de données acquises à l'étape I); iii) on calcule un coefficient de récupération (CR) des hydrocarbures initialement en place dans lesdits blocs, en estimant une saturation en fluide pour un état d'équilibre du bloc matriciel, à partir dudit gradient de pression (Gx) et de données acquises à l'étape I); iv) on estime un temps de récupération des hydrocarbures sous l'effet de l'écoulement dudit fluide dans lesdites fractures, en déterminant un temps requis pour passer d'un état initial audit état d'équilibre du bloc matriciel, par application des lois de déplacement diphasique, à partir dudit gradient de pression (Gx) et de données acquises à l'étape i). Selon l'invention, on peut estimer le gradient de pression (Gx) au moyen des données suivantes : la vitesse de Darcy (u) du fluide au sein de la dite fracture ; la viscosité (kt) dudit fluide ; la perméabilité de fracture (kiest) issue d'un test de puits. On peut calculer la saturation en eau à l'équilibre au moyen des données suivantes : le contraste de masse volumique des fluides déplaçant et déplacé ; le pendage (a) du bloc matriciel ; ledit gradient de pression (Gx) ; la dimension du bloc matriciel (4) dans la direction (x) d'écoulement de fracture. On peut estimer le temps de récupération de l'huile au moyen des données suivantes : les propriétés des fluides et les propriétés pétrophysiques d'écoulement au sein des blocs matriciels, telles que : porosité et perméabilité matricielle, saturations initiales, pressions capillaires et perméabilités relatives ; la dimension du bloc matriciel (4); les conditions d'écoulement imposées dans ladite fracture, i.e. la différence de pression ( G,L)); la saturation d'équilibre final des blocs matriciels. L'invention concerne également un procédé de récupération améliorée d'hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels poreux d'un réservoir fracturé, lesdits blocs étant limités par des fractures, dans lequel on injecte un fluide au sein dudit réservoir. Le procédé comporte les étapes suivantes pour au moins un bloc matriciel : a) on sélectionne un ensemble de stratégies de récupération améliorée d'hydrocarbures ; et pour chaque stratégie : b) on détermine un coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures et un temps de récupération au moyen du procédé selon l'invention ; c) on sélectionne la stratégie de récupération améliorée permettant d'obtenir un coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures maximal pour un temps de récupération minimal. d) on met en oeuvre ladite stratégie sélectionnée. Enfin, selon l'invention, la stratégie de récupération améliorée peut être choisie parmi les stratégies suivantes : accroître ledit gradient de pression, (Gx) ; annuler la capillarité matricielle ; inverser la mouillabilité de la matrice. On peut accroître ledit gradient de pression, (Gx) en faisant circuler un fluide visqueux dans les fractures. On peut annuler la capillarité matricielle en ajoutant au moins un agent chimique au fluide d'injection. On peut inverser la mouillabilité de la matrice en ajoutant au moins un agent chimique au fluide d'injection. 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. Présentation succincte des figures - La figure 1 schématise les différentes étapes du procédé selon l'invention. - La figure 2 est une illustration schématisée d'un bloc matriciel (BM). Description détaillée du procédé Le procédé selon l'invention permet d'évaluer un potentiel de récupération d'hydrocarbures, c'est-à-dire la quantité d'hydrocarbures (huile par exemple) que l'on peut extraire de blocs poreux par injection d'un fluide de balayage (technique de récupération améliorée), ainsi que le temps nécessaire à cette extraction. Ce procédé peut être utilisé pour choisir une stratégie de récupération améliorée d'huile en place dans un réservoir fracturé. La figure 1 schématise les différentes étapes du procédé selon l'invention : I. Acquisition/collecte de données caractéristiques du réservoir fracturé (ACQ) 2. Construction d'une représentation du réservoir fracturé (BM) 3. Estimation du gradient de pression dans le réseau de fractures (Gx) 4. Détermination du coefficient de récupération de l'huile initialement en place (CR) 5. Estimation du temps de récupération de l'huile (T) Le procédé est décrit dans le cas particulier où le fluide injecté est de l'eau. 1. Acquisition de données caractéristiques du réservoir fracturé. Les données requises pour construire une représentation du réservoir fracturé sont habituellement connues à l'issue de la phase de reconnaissance du réservoir préalablement à sa mise en exploitation. Elles comprennent notamment : a)- Données caractéristiques dudit réservoir : - données de fracturation Ces données peuvent être les dimensions (ou longueurs) caractéristiques de bloc matriciel. Elles sont notées 4 dans la direction I. Elles sont déduites des espacements moyens entre fractures et/ou des espacements entre discontinuités (joints entre bancs par exemple) du milieu matriciel. - propriétés de matrice et des fluides Ces propriétés de matrice peuvent être choisies parmi : perméabilité km, porosité, saturations initiales en fluides, courbes de pression capillaire et de perméabilité relative aux fluides en présence. Les propriétés des fluides peuvent être les viscosités et/ou masses volumiques. - conditions de circulation des fluides dans les fractures. Les données relatives aux conditions de circulation des fluides dans les fractures peuvent être des vitesses ou des débits de fluide. b)- Données issues de résultats de tests de puits. Il peut s'agir des perméabilités. La perméabilité de test de puits kt,'t permet d'attester le contraste d'écoulement entre fractures et matrice (dans le cas d'un réservoir fracturé, kmst est d'au moins un ordre de grandeur supérieur à la perméabilité km du milieu matriciel. c)- Données relatives à des conditions d'exploitation dudit réservoir Il peut s'agir des vitesses ou des débits de fluide. Pour les données comportant une certaine dispersion, un intervalle de valeurs peut être collecté au lieu d'une valeur moyenne. Cette collecte est réalisée pour chaque zone du réservoir si celui-ci s'avère hétérogène du point de vue de ces propriétés de fracturation et de faciès. 2. Construction d'une représentation du réservoir fracturé La pratique courante en usage dans la profession consiste à représenter un réservoir fracturé par un ensemble de blocs matriciels délimités par des fractures. Le document suivant décrit un procédé pour construire de tels blocs matriciels : Bourbiaux, B., Cacas, M.C., Sarda, S. and Sabathier, J.C. 1998, A Rapid and Efficient Methodology to Convert Fractured Reservoir Images into a Dual-Porosity Model, Revue de l'IFP, Vol. 53, No. 6, Nov.-Déc. 1998, 785-799 Ces blocs matriciels sont alors représentatifs du réservoir fracturé considéré, dans les conditions habituelles ou connues d'exploitation du réservoir. La figure 2 est une illustration schématisée d'un tel bloc matriciel (BM). Ce bloc poreux représente la roche du réservoir. Il est délimité au-dessus et en-dessous par les limites de banc (couche sédimentaire par exemple, ou fracture...) notées LB. Ce bloc matriciel est délimité latéralement par des plans de fracture (FR) interrompus ou non par les limites de banc. Ce bloc possède un pendage a par rapport à l'horizontal. Il s'agit par exemple du pendage de la couche sédimentaire à laquelle appartient le bloc matriciel. Ce bloc matriciel possède une longueur l, dans la direction d'écoulement des fluides, direction notée X. 3. Estimation du gradient de pression lié à l'écoulement dans le réseau de fractures On estime, à partir des données acquises à l'étape 1, le gradient de pression créé par l'écoulement de fluide au sein des fractures qui limitent les blocs matriciels : il s'agit de la variation de pression par unité de parcours du fluide se déplaçant dans les fractures (unité égale au mbar par mètre par exemple). On note G, ce gradient dans la direction X : au gradient G, correspond ainsi une différence de pression à p1 égale à G'i entre les deux extrémités d'un bloc représentatif de longueur lx (les dimensions de bloc étant issues des étapes 1 et/ou 2). Ce gradient de pression, appelé également gradient de charge visqueuse, induit un déplacement des fluides saturant les blocs matriciels que nous évaluons aux étapes suivantes. Le gradient G, est nul en l'absence d'écoulement au sein des fractures. La loi de Darcy permet de calculer ce gradient de pression en fonction de la vitesse estimée du fluide circulant dans les fractures, suivant la méthode indiquée ci-après. Concrètement, dans le cas d'une exploitation par injection d'eau par exemple, les conditions d'exploitation consistent en une vitesse type de progression de l'eau au sein du réservoir, conforme à la durée de déplacement réaliste souhaitée entre puits injecteur et puits producteur. Cette vitesse, rapport entre le débit et la section de réservoir, est appelée vitesse de filtration ou vitesse de Darcy, et est notée u' dans la direction d'écoulement X. La loi de Darcy permet, au moyen des données acquises, de relier cette vitesse au gradient de pression Gx lié à l'écoulement dans la fracture, comme suit : /cf /c'est \ On en déduit le gradient de pression recherché : Avec : ' S',q (x) s'obtient par lecture inverse de la courbe de pression capillaire de la matrice (Sty) (connues à l'étape 1) pour la valeur de pression capillaire égale à à./71:v x) (pw- po)g sin(a)(ix x) représentant les contributions respectives du gradient de pression visqueux au sein de la fracture (estimé à l'étape 3) et de la charge gravitaire. La pression capillaire de fracture a ici été supposée négligeable car cette approximation est fréquente en pratique, toutefois elle peut être intégrée dans ce calcul. Par intégration de 0 à 4, on obtient la saturation moyenne d'équilibre du bloc s',/ : Sq dont on déduit le coefficient de récupération (CR), c'est-à-dire la quantité relative d'huile qu'il est possible d'obtenir par circulation de fluide(s) dans les fractures. 5. Estimation du temps T de récupération de l'huile. Au cours de cette étape, on estime le temps requis pour passer de l'état initial à l'état d'équilibre du bloc matriciel, c'est-à-dire la durée de récupération de l'huile du bloc mobilisable sous l'effet de la circulation d'eau dans les fractures. La quantité d'huile récupérable est estimée à l'étape 4. Elle est égale à S'i en fraction du volume des pores du bloc matriciel. La durée de récupération est estimée par application des lois connues de déplacement diphasique au moyen des données suivantes : propriétés des fluides et propriétés pétrophysiques d'écoulement diphasique au sein de la matrice (notamment la perméabilité matricielle, les courbes de pression capillaire et de perméabilité relative issues de l'étape 1) ; conditions d'écoulement dans les fractures, connues à l'issue des étapes 1 et 3, saturation d'équilibre final des blocs matriciels représentatifs du réservoir issue de l'étape 4. Par exemple, dans le cas d'une injection d'eau, la durée totale T de déplacement de l'huile déplaçable d'un bloc matriciel de longueur 4, peut être estimée suivant la formule analytique suivante : au moyen des données (de matrice) de porosité On, perméabilité km, pression capillaire Pc et perméabilités relatives krw, kr, aux fluides saturant le milieu matriciel (données issues de l'étape 1), des données des fluides (viscosités (pw, po) et contraste de masse volumique (dp) des deux fluides, également issus de l'étape 1), de la longueur de bloc /, (donnée issue de l'étape 1 et/ou 2), de la différence de pression Apfw = G:ci., liée à l'écoulement au sein des fractures (avec G, issu de l'étape 3), et enfin des valeurs de saturation initiale du bloc (Se issue de l'étape 1) et à l'équilibre ( sweg , issue de l'étape 4). Cette estimation de durée de déplacement T est en pratique effectuée pour des 10 valeurs de I couvrant la gamme des dimensions de blocs caractérisés et modélisés à l'issue des étapes 1 et/ou 2. Application du procédé : choix d'une stratégie de récupération améliorée Ce choix est réalisé par analyse de l'estimation du niveau de récupération (CR) et du 15 temps (T) nécessaire à sa production, représentatifs de chaque zone du réservoir à l'étude, obtenue suivant les étapes 1, 2, 3, 4, 5 du procédé selon l'invention. Pour ce faire, on réitère les étapes 4 et 5 du procédé, en faisant varier divers paramètres opératoires guidant le choix d'une stratégie de récupération, laquelle stratégie peut par exemple (et de manière non exclusive) consister à: 20 accroître le gradient de pression imposé par l'écoulement de fracture, ce qui, sur le plan opératoire, peut être réalisé en faisant circuler un fluide visqueux dans les fractures ; annuler la capillarité matricielle (responsable de la rétention d'huile au sein des blocs de matrice dans le cas de réservoirs fracturés préférentiellement mouillés par l'huile), ce qui, sur le plan opératoire, peut être réalisé en ajoutant au moins un agent chimique 25 spécifique (tensio-actif, agent alcalin, ...) au fluide d'injection. inverser la mouillabilité de la matrice (exprimé par le changement de signe de la pression capillaire de matrice), ce qui, sur le plan opératoire, peut être également réalisé en ajoutant au moins un agent chimique spécifique (tensio-actif, agent alcalin, ...) au fluide d'injection. P w2 Ont (Sweq svvin + )1, kr w(S neq) kr max _I 2 k m[am, Pc(S,,,q)-1- Apg-4: sin(a)1 2 T Les niveaux de récupération et les temps de production du bloc matriciel représentatif de chaque zone du réservoir à l'étude, ainsi estimés suivant l'invention, permettent finalement à l'ingénieur d'exploitation de retenir la stratégie de récupération la plus prometteuse, déterminée par le couple (récupération-temps de production) réalisant le meilleur compromis technico-économique. A l'issue de ce choix d'une stratégie de récupération, les études de mise en oeuvre de cette dernière peuvent être entreprises. Elles ont désormais l'avantage d'être ciblées sur le procédé ou quelques procédés de récupération remplissant le "cahier des charges" de la stratégie de récupération retenue. Par exemple, reprenant les stratégies citées plus haut, la mise en oeuvre pourra de manière non exhaustive consister à: dimensionner (en concentration de produit, débit, schéma d'injection, etc.) un procédé d'injection d'une solution de polymère accroissant le gradient de pression au sein du réseau de fractures, dimensionner de même un procédé d'injection d'une solution de tensio-actif réduisant la tension interfaciale eau-huile ou inversant la mouillabilité de la matrice, dimensionner des combinaisons appropriées de tels procédés. Concrètement, le dimensionnement porte sur divers paramètres opératoires tels que la concentration de produit, le débit d'injection, le schéma d'injection (architecture et espacement/disposition des puits injecteurs et producteurs), le choix des valeurs de ces paramètres passant par la simulation du ou des procédé(s) retenu(s) au moyen de modèles numériques construits aux échelles, allant de celle du bloc matriciel représentatif à celle du réservoir entier en passant par la section représentative de réservoir et/ou l'échelle du pilote le cas échéant. L'invention concerne également un procédé de récupération améliorée d'hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels poreux d'un réservoir fracturé. Ce procédé comporte les étapes suivantes pour au moins un bloc matriciel : a) on sélectionne un ensemble de stratégies de récupération améliorée d'hydrocarbures ; et pour chaque stratégie : b) au moyen du procédé selon l'invention, on détermine un coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures et un temps de récupération ; C) on sélectionne la stratégie de récupération améliorée permettant de maximiser le coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures avec un temps de récupération minimal ; d) on met en oeuvre ladite stratégie sélectionnée. REVENDICATIONS1. Procédé pour évaluer un potentiel de récupération d'hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels d'un réservoir fracturé, lesdits blocs matriciels étant limités par des fractures, au moyen d'une technique de récupération améliorée au cours de laquelle on injecte un fluide au sein dudit réservoir, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes pour au moins un bloc matriciels : i) on acquiert des données caractéristiques dudit réservoir, des données issues de tests de puits et des données relatives à des conditions d'exploitation dudit réservoir; ii) on 'estime un gradient de pression (Gx) lié à un écoulement dudit fluide dans lesdites fractures, à partir de données acquises à l'étape i) ; iii) on calcule un coefficient de récupération (CR) des hydrocarbures initialement en place dans lesdits blocs matriciels, en estimant une saturation en fluide pour un état d'équilibre du bloc matriciel, à partir dudit gradient de pression (Gx) et de données acquises à l'étape i) ; iv) on estime un temps de récupération des hydrocarbures sous l'effet de l'écoulement dudit fluide dans lesdites fractures, en déterminant un temps requis pour passer d'un état initial audit état d'équilibre du bloc matriciel, par application des lois de déplacement diphasique, à partir dudit gradient de pression (Gx) et de données acquises à l'étape I). 2. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on estime le gradient de pression (Gx) au moyen des données suivantes : la vitesse de Darcy (u) du fluide au sein de ladite fracture ; la viscosité (g) dudit fluide ; la perméabilité de fracture (14,e) issue d'un test de puits. 3. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on calcule la saturation en fluide à l'équilibre au moyen des données suivantes : - le contraste de masse volumique des fluides déplaçant et déplacé ; - le pendage (a) du bloc matriciel ; - ledit gradient de pression (Gx) ; - la dimension du bloc matriciel (4) dans la direction (x) d'écoulement de fracture. 4. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on estime le temps de récupération des hydrocarbures au moyen des données suivantes :les propriétés des fluides et les propriétés pétrophysiques d'écoulement au sein de la matrice , telles que : porosité et perméabilité matricielle, saturations initiales, pressions capillaires et perméabilités relatives ; la dimension du bloc matriciel (4) ; les conditions d'écoulement imposées dans ladite fracture, i.e. la différence de pression (àpfi, = G,1')) ; la saturation d'équilibre final des blocs matriciels. 5. Procédé de récupération améliorée d'hydrocarbures contenus dans des blocs matriciels poreux d'un réservoir fracturé, lesdits blocs matriciels étant limités par des fractures, dans lequel on injecte un fluide au sein dudit réservoir, caractérisé en ce que l'on réalise les étapes suivantes pour au moins un bloc matriciel : a) on sélectionne un ensemble de stratégies de récupération améliorée d'hydrocarbures ; et pour chaque stratégie : b) on détermine un coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures et un temps de récupération au moyen du procédé selon l'une des revendications I à 4; c) on sélectionne la stratégie de récupération améliorée permettant d'obtenir un coefficient de récupération (CR) d'hydrocarbures maximal pour un temps de récupération minimal. d) on met en oeuvre ladite stratégie sélectionnée. 6. Procédé selon la revendication 5, dans lequel la stratégie de récupération améliorée est choisie parmi les stratégies suivantes : accroître ledit gradient de pression, (G); annuler une capillarité matricielle ; inverser une mouillabilité de la matrice. 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel on accroît ledit gradient de pression, (Gx) en faisant circuler un fluide visqueux dans les fractures ; on annule une capillarité matricielle en ajoutant au moins un agent chimique au fluide d'injection ; on inverse une mouillabilité de la matrice en ajoutant au moins un agent chimique au fluide d'injection. 8. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les données caractéristiques dudit réservoir sont choisies parmi : données de fracturation, propriétés de matrice et des fluides, conditions de circulation des fluides dans les fractures.9 Procédé selon la revendication 8, dans lequel les données de fracturation sont des dimensions (ou longueurs) caractéristiques de bloc matriciel, et sont déduites d'espacements moyens entre fractures et/ou d'espacements entre discontinuités du milieu matriciel. 10 Procédé selon l'une des revendications 8 à 9, dans lequel les propriétés de matrice sont choisies parmi perméabilité, porosité, saturations initiales en fluides, courbes de pression capillaire et de perméabilité relative aux fluides en présence. 11. Procédé selon l'une des revendications 8 à 10, dans lequel les propriétés des fluides sont les viscosités et/ou masses volumiques. 12. Procédé selon l'une des revendications 8 à 11, dans lequel les données relatives aux conditions de circulation des fluides dans tes fractures sont des vitesses ou débits de fluide. 13. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les données issues de résultats de tests de puits sont des perméabilités. 14. Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel les données relatives à des conditions d'exploitation dudit réservoir sont des vitesses ou débits de fluide.