FR 3049711 A1 20171006 FR 1652871 A 20160401 1 La présente invention concerne le domaine de l'exploration et de l'exploitation d'un fluide contenu dans une formation souterraine. Notamment, la présente invention peut concerner l'exploration et l'exploitation de réservoirs pétroliers, ou de sites géologiques de stockage de gaz, tel que le dioxyde de carbone (noté CO2 par la suite) ou le méthane. L'exploration et l'exploitation de gisements pétroliers nécessitent d'acquérir une connaissance aussi précise que possible de la géologie souterraine, et ce, afin de fournir de façon efficace une évaluation des réserves, une modélisation de la production, ou de la gestion de l'exploitation. Par exemple, la détermination de l'emplacement d'un puits de production ou d'un puits d'injection au sein d'un gisement d'hydrocarbures, la constitution de la boue de forage, les caractéristiques de complétion, le choix d'un procédé de récupération des hydrocarbures (tel que l'injection d'eau par exemple) et des paramètres nécessaires à la mise en oeuvre de ce procédé (tels que la pression d'injection, le débit de production etc.) nécessitent de bien connaître le gisement. Par bonne connaissance d'un gisement, on entend une description aussi précise que possible de la structure du gisement étudié, de ses propriétés pétrophysiques, ou encore des propriétés des fluides présents dans le gisement étudié. Pour acquérir cette connaissance, l'industrie pétrolière allie les mesures réalisées in situ (lors de campagnes sismiques, de mesures dans des puits, de carottages etc), les mesures réalisées en laboratoire (étude de lames minces, mesures de perméabilité etc), ainsi que les simulations numériques (réalisées au moyen de logiciels, visant à reproduire aussi précisément que possible les phénomènes physiques et/ou chimiques se produisant in situ ou à l'échelle du laboratoire). Cette connaissance est généralement formalisée sous la forme d'un maillage, connu sous le terme de « modèle géologique », chaque maille comprenant un ou plusieurs paramètres pétrophysiques (tels que porosité, perméabilité, lithologie). Afin de reproduire ou prédire (i.e. "simuler") la production d'hydrocarbures réelle, le spécialiste en ingénierie de réservoir met en oeuvre un logiciel de calcul, appelé « simulateur de réservoir ». Le simulateur de réservoir est un simulateur d'écoulement, qui calcule les écoulements et l'évolution des pressions au sein du réservoir représenté par un « modèle de réservoir ». Les résultats de ces calculs permettent notamment de prévoir et d'optimiser des schémas d'exploitation (définition du nombre de puits à implanter, de leur position, du mode de récupération assistée, etc.) du gisement étudié afin d'améliorer les débits et/ou les quantités d'hydrocarbures récupérés. Ainsi, l'exploitation du fluide présent dans une formation souterraine nécessite notamment une bonne connaissance de la formation souterraine dans laquelle est piégé le fluide d'intérêt. La présente invention vise à la détermination de paramètres pétrophysiques relatifs à la formation souterraine étudiée, à un stade donné de son exploitation ou tout au long de son 3049711 2 exploitation, et ce à partir de mesures de type électrique, réalisées préférentiellement à différentes échelles (à l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits). Etat de la technique 5 Les documents suivants seront cités dans la suite de la description : Binley, A., Later D.L., Fukes, M., Cassiani, G.I., 2005. Relationship between spectral induced polarization and hydraulic properties of saturated and unsaturated sandstone, Water Ressources Research, vol. 41, W12417, 2005. Chilingar, G.V., Haroun, M., 2014. Electrokinetics for Petroleum and Environmental Engineers, 10 book, ed. Wiley, ISBN: 978-1-118-84269-0, 264 pages, January 2015. Cuevas, N., Rector, J.W., Moore, J.R., Glaser, S.D., 2009. Electrokinetic Coupling in Hydraulic Fracture Propagation, SEG International Exposition and Annual Meeting, 2009, p 1721-1725. Daily, W., Ramirez, A., Binley, A., 2004, Remote Monitoring of Leaks in Storage Tanks using Electrical Resistance Tomography: Application at the Hanford Site, Journal of Environmental 15 and Engineering Geophysics, March-April 2004, Vol. 9, No. 1 : pp. 11-24. Olhoeft, G.R. (1985), Low-frequency electrical properties ; Geophysics, v. 50, no. 12, pp. 24922503. Onizawa, S., Matsushima, N., Ishido, T., Hase, H., Takakura, S., Nish., Y., 2009. Self-potential distribution on active volcano controlled by three-dimensional resistivity structure in Izu-Oshima, 20 Japan, Geophys. J. Int. (2009) 178, 1164-1181. Saunders, J., Jackson, M., and Pain, C., 2008. Fluid flow monitoring in oil fields using downhole measurements of electrokinetic potential, Geophysics, vol. 73, no. 5 september - october 2008, 10.1190/1.2959139. Scott, J.B.D. and Barker, R.D., 2003. Determining pore-throat size in Permo-Triassic 25 sandstones from low-frequency electrical spectroscopy, Geophysical Research Letters, Volume 30, Issue 9, May 2003. Les mesures électriques de matériaux issus d'une formation souterraine sont de façon 30 générale bien connues dans le domaine des géosciences. Parmi ces mesures, figurent les mesures de Potentiel Spontané et les mesures de Polarisation Spectrale Induite. 3049711 3 Les mesures de Potentiel Spontané (noté PS par la suite) sont utilisées dans le but d'améliorer la vision de la structure des objets se trouvant en proche surface (de quelques centaines de mètres à quelques milliers de mètres de profondeur) ou encore la connaissance des volumes de fluides présents au sein d'une formation souterraine et la circulation de ces 5 fluides. Par exemple, dans le domaine de la volcanologie, la mesure de PS est utilisée dans le but de mettre en évidence la présence d'une remontée de fluides chauds chargés électriquement, induisant un signal électrique par électrofiltration, et produisant une anomalie négative de PS. Dans le domaine pétrolier, on connaît l'utilisation des mesures de PS dans le cadre du 10 stockage de gaz (de type gaz naturel et/ou 002), ou de la production d'hydrocarbures conventionnels et non conventionnels, en production primaire (détermination de la saturation eau/huile/gaz), secondaire (impact de l'injection d'eau de mer par exemple) ou encore tertiaire (récupération assistée, ou Enhanced Oil Recovery (EOR) en anglais, par injection de produits chimiques tels des polymères/surfactants). Par exemple, dans le domaine de la production 15 pétrolière, on connaît le document (Saunders et al., 2008), qui modélise le comportement du signal PS dans un forage lors d'un pompage d'hydrocarbures dans un réservoir pétrolier. Ces auteurs mettent notamment en évidence la pertinence des mesures de PS pour un suivi de la propagation de l'interface eau/hydrocarbure avec de l'eau injectée lors du pompage. Toujours dans le domaine de la production d'hydrocarbures, on connait par le document (Chilingar and 20 Haroun, 2014) l'utilisation des techniques d'injection de courant électrocinétique pour améliorer le processus de récupération assistée dans les réservoirs par injection de 002. On connaît également par le document (Cuevas et al., 2009) l'utilisation du coefficient de couplage électrocinétique en géomécanique, notamment pour le suivi des procédés de fracturation hydraulique. En effet, dans le domaine pétrolier, la technique de la fracturation de la 25 roche réservoir sous l'effet de la haute pression hydraulique exercée sur la roche est largement utilisée pour améliorer les propriétés d'un réservoir (notamment sa perméabilité), permettant ainsi d'améliorer la récupération du pétrole dans le réservoir. Cette fracturation hydraulique est accompagnée par des ouvertures progressives de fractures et provoque une augmentation de la densité du champ électrocinétique et du potentiel spontané. Ainsi, la mesure et le suivi de ce 30 potentiel spontané PS permet de « monitorer » (ou surveiller en temps réel) l'ouverture de ces fractures et de quantifier l'amélioration de la perméabilité du réservoir. On peut aussi noter qu'il existe, dans le domaine pétrolier, des dispositifs de mesures de Potentiel Spontané à l'échelle du puits (mesures dites diagraphiques). On connait par exemple les brevets US 2713146 et EP 0426563 (US 5008625) qui permettent de réaliser des mesures 35 de Potentiel Spontané dans un puits traversant une formation géologique. De tels dispositifs sont notamment utilisés afin d'évaluer la quantité d'argile dans les formations sédimentaires. 3049711 4 La polarisation spectrale induite (notée PSI par la suite), aussi appelée Polarisation Provoquée Spectrale (PPS ; Spectral lnduced Polarization en anglais), mesure un spectre de résistivité complexe (que l'on peut représenter par une partie réelle R et une partie imaginaire 5 X, ou encore par une amplitude et une phase) dans une gamme de fréquences donnée. Cette technique a été notamment utilisée en prospection minière par Conrad Schlumberger qui constate en 1912 un effet de polarisation sur les gisements de minerais de fer. Puis, son application s'est étendue à la recherche de nappes phréatiques, de fronts salins et de lentilles d'argiles. Ce n'est que vers les années 80 que les recherches se focalisent sur la sensibilité de 10 la polarisation aux contaminants. Notamment le document (Olhoeft, 1985) catalogue différents effets de polarisation des roches (réactions d'oxydo-réduction, échanges ioniques et interaction entre le solvant organique et l'argile) à partir de mesures de résistivité électrique complexe en laboratoire. Ces mesures ont été réalisées sur des échantillons non consolidés (c'est-à-dire prélevés en proche 15 surface) et dans des conditions de mesure de surface (pression atmosphérique et température ambiante notamment). Il établit alors une gamme de fréquences effectives (c'est-à-dire permettant d'observer les effets souhaités pour les échantillons considérés dans les conditions considérées) comprise entre 1mHz et 10KHz. Cette gamme de fréquences est alors reprise par différents auteurs pour réaliser des mesures de terrain, notamment en vue de la détection de 20 contaminants. Ainsi, en suivant le protocole établi dans Olhoeft (1985), Daily et al. (2004) ont montré que les zones contaminées par des hydrocarbures pouvaient être identifiées par de faibles valeurs de phase (inférieures à 350 mrad) et par des anomalies sur l'amplitude et la phase aux fréquences comprises entre 0.01 et 100 Hz. Les travaux de Binley et al. (2005) montrent l'apport de la mesure de la PSI pour l'estimation des propriétés de transport (c'est-à- 25 dire la perméabilité) et la détermination de l'état de saturation en eau des aquifères en zone non saturée et saturée. Ces auteurs ont notamment établi une image 2D-3D de PSI de la proche surface et ont transcrit cette image en une image de perméabilité et de saturation en eau du milieu. Notamment Scott and Barker (2003) ont montré que l'analyse des PSI à faibles fréquences (inférieures à 100 Hz) permet de déterminer directement la taille de connexion des 30 pores dans un réservoir donné. Ainsi, ces mesures de PSI ont par le passé été réalisées sur le terrain dans le domaine des basses fréquences (au maximum 10 kHz), uniquement dans des conditions de surface, et ont visé des mesures sur des portions de formations souterraines non consolidées, c'est-à-dire des portions de formations souterraines de proche surface. 35 A noter qu'il existe des outils de diagraphies dits de « résistivité » (par exemple le brevet EP 0384823 A1) qui permettent de mesurer la résistivité d'une formation souterraine dans une région autour du puits. Toutefois, les outils de diagraphies de résistivité existants mesurent la 3049711 5 résistivité en mode mono-fréquentiel, la fréquence d'émission étant par exemple égale à 500 Hz, ou à 1 kHz ou à 100 MHz en fonction des outils utilisés. Ainsi, les mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite ont déjà été 5 mises en oeuvre par le passé. Toutefois, il n'est à ce jour pas connu ni de dispositif ni de procédé intégrant ces deux types de mesures, ni à l'échelle du laboratoire, ni à l'échelle du puits. De plus, il n'est à ce jour pas connu de procédé incluant une étape de mesures de la résistivité complexe dans une large bande de fréquences, et ce, ni au cours de mesures de laboratoire ni au cours de mesures de puits. 10 L'un des objets de la présente invention est un dispositif intégrant à la fois un moyen de mesure du potentiel spontané et un moyen de mesure de la résistivité électrique complexe dans une large bande de fréquences (par exemple entre 10mHz et 30 MHz). Un tel dispositif intégré permet de garantir que les deux types de mesure soient réalisés strictement dans les mêmes 15 conditions, ce qui accroit la fiabilité de la mesure. Ce dispositif peut être décliné à la fois à l'échelle du laboratoire et à l'échelle du puits (c'est un outil de diagraphie dans ce cas). De plus, les mesures réalisées à partir du dispositif selon l'invention peuvent être entièrement automatisées et/ou collectées et/ou analysées sans intervention humaine. L'un des objets de l'invention consiste en un procédé mettant en oeuvre à la fois le 20 dispositif de laboratoire et le dispositif de puits ainsi décrits. Notamment, ce procédé peut permettre, par une calibration entre les mesures de puits et les mesures de laboratoire, de quantifier des paramètres pétrophysiques relatifs à la formation étudiée, telles que la perméabilité relative et la saturation en eau. Ces paramètres pétrophysiques sont alors utiles pour la détermination d'un schéma d'exploitation optimal de la formation. 25 Le dispositif selon l'invention De façon générale, l'objet de l'invention concerne un dispositif pour la détermination de 30 paramètres pétrophysiques d'une portion d'une formation souterraine comprenant un fluide, ledit dispositif comprenant : - au moins deux électrodes ; - un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences et un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase, deux dites 3049711 6 électrodes coopérant avec ledit moyen d'émission et au moins deux desdites électrodes coopérant avec le dit moyen de mesure de la résistivité ; - un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique coopérant avec au moins deux desdites électrodes ; 5 - un moyen d'automatisation des mesures réalisées par lesdits moyens de mesure, et/ou un moyen de collecte desdites mesures et/ou un moyen d'analyse desdites mesures. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, lesdites fréquences peuvent être 10 comprises dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz, et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz. Avantageusement, lesdites électrodes peuvent être en matériau métallique impolarisable. 15 Préférentiellement, le nombre desdites électrodes peut être compris entre 4 et 8, de préférence 6. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, une partie des électrodes peut être distribuées sur une longueur d'un support formé d'un matériau isolant. 20 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, ledit dispositif peut être destiné à des mesures de laboratoire, ladite portion de ladite formation étant un échantillon de ladite formation, par exemple prélevé par carottage, et : - ledit support peut être un manchon souple de forme sensiblement cylindrique 25 destiné à recevoir ledit échantillon ; - lesdites électrodes peuvent être au moins au nombre de quatre et deux desdites électrodes sont placées de manière à être en contact avec chacune des sections libres dudit échantillon ; - ladite longueur dudit support peut être orientée selon l'axe de révolution dudit 30 support. 3049711 7 Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit manchon peut être une gaine thermo-rétractable et au moins deux desdites électrodes peuvent être piquées sur ladite gaine, de manière à traverser ladite gaine. 5 Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, et un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon. 10 Selon un mode de mise en oeuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la température. Selon un mode de réalisation dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures de 15 laboratoire, ledit dispositif peut comprendre en outre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces, de la teneur en gaz dissous après prélèvement. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, ledit dispositif peut être destiné à des 20 mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation telles que des mesures diagraphiques, ladite portion de ladite formation étant une zone entourant ledit puits dans lequel est inséré ledit dispositif, ledit dispositif pouvant être de forme sensiblement cylindrique, lesdites électrodes pouvant être des anneaux de diamètre légèrement supérieur au diamètre dudit support et pouvant être distribuées le long de l'axe de révolution dudit cylindre. 25 Selon un mode de mise en oeuvre dudit dispositif pouvant être destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation, lesdits moyens de mesures de la résistivité, lesdits moyens de mesure de différence de potentiel électrique, lesdits moyens d'émission d'un courant électrique peuvent être destinés à être placés à la surface de ladite formation et 30 peuvent coopérer avec lesdites électrodes par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits. L'invention concerne également un procédé d'exploitation d'une formation souterraine comportant un fluide, à partir d'au moins un échantillon de ladite formation, ladite formation 3049711 8 étant traversée par au moins un puits, ledit procédé pouvant comporter au moins les étapes suivantes : i. pour au moins une condition de mesure, on réalise au moins des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur ledit échantillon au 5 moyen d'un des modes de réalisation du dispositif destiné à des mesures de laboratoire, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ; ii. on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans ledit puits au moyen d'au moins un dispositif selon un des modes de 10 réalisation du dispositif destiné à des mesures au sein d'un puits ; iii. on calibre lesdites mesures réalisées dans ledit puits à l'aide desdites mesures réalisées sur ledit échantillon et on déduit des paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation ; iv. à partir desdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation, on 15 définit un schéma d'exploitation optimal de ladite formation et on exploite ladite formation à partir dudit schéma. Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, au cours de l'étape i), on peut mesurer : 20 a) un gradient de pression induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la pression du fluide ; b) une différence de potentiel électrique induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure d'une différence potentiel électrique ; c) une polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen dudit moyen 25 de mesure de la polarisation spectrale induite ; et on répète lesdites mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et pour différentes saturations en fluide. Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, lesdites mesures a), b) et c) 30 peuvent être répétées pour différentes pressions de confinement et/ou différentes températures. 3049711 9 Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, lesdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation et/ou dudit échantillon peuvent être la perméabilité relative et/ou la saturation. 5 Selon un mode mise en oeuvre du procédé selon l'invention, l'étape ii) peut être répétée au fur et à mesure de l'exploitation de ladite formation. 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 10 Figures annexées et décrites ci-après. Présentation succincte des figures 15 - la Figure 1 correspond à un exemple de mesures de Polarisation Spectrale Induite réalisées au moyen d'une variante du dispositif selon l'invention, dans le cas d'un échantillon de calcaire de Brauvilliers et pour différentes saturations S, en saumure de cet échantillon. 20 - la Figure 2 présente une variante de réalisation du dispositif selon l'invention destinée à des mesures de laboratoire. - la Figure 3 présente une variante de réalisation du dispositif selon l'invention destinée à des mesures de puits. - la Figure 4 présente un exemple de configuration destinée à la surveillance 25 permanente d'un site d'exploitation d'un fluide contenu au sein d'une formation, comprenant deux dispositifs selon l'invention destinés à des mesures de puits. - La Figure 5 présente l'évolution de la différence de potentiel électrique dV en fonction de la variation de pression fluide dP pour différents échantillons provenant d'une formation souterraine. 30 - La Figure 6 présente l'évolution du coefficient de couplage électrocinétique relatif Cr en fonction de la saturation en fluide Sw, pour différentes positions d'électrodes illustrées en Figure 2, dans le cas d'un calcaire de Brauvilliers. 3049711 10 - La Figure 7 présente l'évolution de l'angle de phase P de la résistivité électrique complexe en fonction de la fréquence F dans le cas d'un calcaire de Brauvilliers, et ce pour différentes saturations en saumure Sw. 5 Description détaillée du dispositif L'un des objets de l'invention concerne un dispositif pour une mesure intégrée de la résistivité électrique complexe et du potentiel spontané, en vue de déterminer des paramètres pétrophysiques relatifs à une portion d'une formation souterraine comportant un fluide. Ces 10 paramètres pétrophysiques sont notamment utiles pour définir un schéma d'exploitation optimal de la formation souterraine étudiée. Une portion de la formation souterraine étudiée peut être par exemple : - un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple : dans ce cas, le 15 dispositif selon l'invention est destiné à des mesures dites « de laboratoire » et est appelé « dispositif de laboratoire selon l'invention » par la suite ; - une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée et dans lequel le dispositif est inséré ; dans ce cas, le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures dites « diagraphiques » et est appelé « dispositif de puits selon l'invention » par la suite. 20 Le dispositif selon l'invention comprend : - au moins deux électrodes ; - un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, connecté à au moins deux électrodes ; 25 - un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase (ou moyen de mesure de résistivité électrique complexe), connecté à au moins deux autres électrodes ; - un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique, connecté à au moins deux électrodes. 30 Ainsi, le dispositif selon l'invention permet de réaliser de façon intégrée et en une seule expérience au moins deux types de mesures : une mesure de potentiel spontané (au moyen d'au moins deux des électrodes et du moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique) et une mesure de polarisation spectrale induite (au moyen d'au moins deux des électrodes, du moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences, et du moyen 35 de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase). 3049711 11 Par conséquent, le dispositif selon l'invention permet de garantir que deux types de mesures, à savoir des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de Polarisation Spectrale Induite, soient réalisés dans les mêmes conditions d'expérience (portion de la formation identique et non dégradée par des mesures successives, positions strictement 5 identiques des électrodes pour les deux types de mesure, conditions de pression et de température strictement identiques, etc), ce qui accroit la fiabilité de la mesure. De plus, disposer d'un seul et même dispositif de mesures intégrées permet, pour un industriel, de réduire les coûts globaux d'exploitation du dispositif (frais d'achat et de maintenance réduits à un seul dispositif, réduction du nombre de manipulations par le 10 technicien en charge des expériences). En outre, la combinaison des mesures de Potentiel Spontané et des mesures de Polarisation Spectrale Induite permet d'accéder à des paramètres pétrophysiques primordiaux pour la caractérisation de la portion de la formation étudiée, et par la même pour la définition d'un schéma d'exploitation optimale de la formation étudiée. Ce point sera plus largement 15 développé ci-après dans la description du procédé selon l'invention. Par ailleurs, le dispositif selon l'invention comporte un moyen d'automatisation des mesures réalisées par le dispositif selon l'invention, et/ou un moyen de collecte et/ou d'analyse desdites mesures. De cette manière, via le moyen d'automatisation, les mesures à réaliser par 20 le dispositif selon l'invention peuvent être pré-programmées et ne nécessitent pas une intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure (intensité du courant injecté, fréquences échantillonnées etc) et/ou les conditions de mesure (pression environnante, température, saturation en fluide etc). Le moyen de collecte des mesures permet en outre de récolter, centraliser et stocker l'ensemble des mesures réalisées par le dispositif 25 selon l'invention, de façon automatique via le moyen d'automatisation, ou avec intervention humaine. Enfin, le moyen d'analyse des mesures, réalisées de manière automatisée ou manuellement par un technicien, collectées par un moyen de collecte ou manuellement par un technicien, peuvent être analysées de façon automatique et systématique par un moyen d'analyse. Ce moyen d'analyse peut comprendre un ordinateur sur lequel est implémenté un 30 logiciel permettant d'analyser les mesures issues du dispositif selon l'invention. Par exemple, ce logiciel peut permettre de tracer une pluralité de courbes, représentant les valeurs mesurées en fonction de différents paramètres de mesure et/ou conditions de mesure, paramètres et conditions qui ont été par exemple pré-programmés à l'avance par le spécialiste. 3049711 12 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les fréquences émises par le moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences sont comprises entre 1 uHz et 1 GHz. De cette manière, et à l'aide du moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase selon l'invention, on accède à une estimation de la polarisation spectrale induite (notée 5 PSI par la suite) dans une large gamme de fréquences. La Figure 1 présente un exemple de résultat de mesures de Polarisation Spectrale Induite, notamment leur partie réelle R et leur partie imaginaire X, pour des fréquences comprises entre 1 uHz et 1 GHz, les mesures ayant été réalisées sur un échantillon de roche donné (calcaire de Brauvilliers de type « grainstone à oolithes »), et ce pour différentes saturations S, en saumure (entre 27% et 100%, les valeurs 10 croissant selon la direction indiquée par la flèche, une valeur de Sw=100`)0 correspondant à une saturation totale en saumure) et différents types de saumure (saumure à 10g de NaCI et saumure à 5g de NaCI en l'occurrence). On peut notamment distinguer sur cette figure trois domaines dans lesquelles les mesures de PSI ont des comportements sensiblement distincts : celui des basses fréquences (domaine D1), celui des moyennes fréquences (domaine D2), et 15 celui des hautes fréquences (domaine D3). Ainsi, dans le domaine : - des basses fréquences (domaine D1), c'est-à-dire pour des fréquences inférieures par exemple à 20 Hz (à noter que cette fréquence peut être fonction des matériaux), la PSI est particulièrement sensible, dans le cas d'une saturation en saumure de 100%, à la taille des grains polarisables, à la surface spécifique, à la taille des pores, à la perméabilité, et au 20 facteur de cimentation m d'Archie, alors que dans le cas d'un milieu diphasique (comprenant de l'eau ou saumure, et un autre fluide non conducteur tel que du gaz ou/et de l'huile), au pourcentage de saturation en saumure S. On peut montrer que la PSI peut être caractérisée dans le domaine des basses fréquences par deux paramètres : un temps de relaxation (aussi appelé fréquence critique basse fréquence) et un angle de phase ; 25 - des moyennes fréquences (domaine D2), c'est-à-dire pour des fréquences comprises par exemple entre et 20 Hz et 30 kHz, les variations de la PSI se présentent sous la forme d'un plateau et la PSI est sensible notamment à la saturation du milieu, à la perméabilité, et à la surface spécifique ; - des hautes fréquences (domaine D3), c'est-à-dire pour des fréquences supérieures par 30 exemple à 0.03 MHz, les variations de PSI sont à nouveau très sensibles à la fréquence, ce qui permet d'obtenir des informations notamment sur la permittivité diélectrique relative, la saturation du milieu poreux, la porosité et la capacité d'échange cationique. Préférentiellement, le dispositif selon l'invention permet d'émettre un signal électrique 35 dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz (et préférentiellement égale à 10 mHz), et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz (et 3049711 13 préférentiellement égale à 30 MHz), ce qui permet de limiter les temps dévolus à la mesure, tout en permettant d'accéder aux quantités précitées. En effet, comme montré en Figure 1, ces valeurs limites de la gamme de fréquences préférentielle sont suffisantes afin de « capturer » les grandes tendances des variations de la résistivité électrique complexe en fonction de la 5 fréquence émise, ce qui permettra d'en déduire des paramètres pétrophysiques (tels que saturation, perméabilité, porosité etc) caractéristiques de la portion de formation considérée. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les mesures de Polarisation Spectrale Induite sont réalisées pour une cinquantaine de valeurs de fréquence distinctes et échantillonnant, sur une échelle logarithmique, la gamme de fréquence choisie de manière 10 régulière. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les électrodes du dispositif selon l'invention sont constituées dans un matériau conducteur (tel que du métal) impolarisable (par exemple composé d'argent ou de chlorure d'argent). Ce mode de réalisation permet de réaliser 15 des mesures électriques successives, sans avoir à attendre un temps de retour des électrodes à un état électrique neutre. Un gain de temps sur l'ensemble des expériences à réaliser, pour une succession de fréquences comprises dans une gamme donnée et selon un pas d'échantillonnage donné, est ainsi obtenu. 20 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, le dispositif comprend entre quatre et huit électrodes, de préférence six. La pluralité d'électrodes permet de réaliser des mesures de différence de potentiel électrique et/ou de résistivité électrique à différents emplacements de la portion de formation étudiée et ainsi de mieux caractériser la portion de formation. Préférentiellement, le dispositif comprend en outre un support, formé d'un matériau 25 isolant, au moins une partie des électrodes étant distribuées sur une longueur du support en question. Les dimensions et la forme du support sont fonction des dimensions et de la forme de la portion de la formation considérée, et ce, de manière à ce que la partie des électrodes du dispositif distribuées sur une longueur du support soient en contact avec la portion de la formation étudiée. 30 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel la portion de la formation étudiée est un échantillon de la formation, prélevé par carottage par exemple, le support peut être un manchon souple, le long duquel une partie des électrodes sont distribuées, les dimensions du support permettant que les électrodes en question soient en contact avec l'échantillon étudié lorsque ce dernier est inséré dans le manchon. Un échantillon prélevé d'une 35 formation souterraine étant en général de forme sensiblement cylindrique, le manchon est de préférence également de forme sensiblement cylindrique ; sa circonférence peut être 3049711 14 légèrement supérieure à celle de l'échantillon, de manière à ce que l'échantillon puisse être inséré dans le manchon tout en étant maintenu. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel la portion de la formation est une zone entourant un puits foré dans la formation étudiée, le support est de forme 5 sensiblement cylindrique (un puits ayant une forme très généralement cylindrique). Les électrodes sont distribuées le long de l'axe de révolution du support, et la circonférence du support est en relation avec la circonférence dudit puits de manière à ce que le support puisse être inséré dans le puits et à ce que les électrodes soient en contact avec la portion de la formation à étudier. Avantageusement, les électrodes sont des anneaux de diamètre 10 légèrement supérieur au diamètre du support, et fixés audit support. La réception et l'émission de courant est alors possible de façon radiale dans la formation étudiée. Premier mode principal de réalisation : dispositif pour mesures de laboratoire 15 Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures de laboratoire sur un échantillon de la formation étudiée (dit premier mode principal de réalisation de l'invention par la suite ou encore dispositif pour mesures de laboratoire selon l'invention), deux électrodes sont disposées régulièrement le long de l'axe de révolution du manchon et deux autres électrodes sont libres et pourront être placées de façon à 20 établir un contact électrique sur chacune des sections libres de l'échantillon de formation inséré dans le manchon. Les électrodes placées sur les sections libres sont reliées au moyen d'émission du courant électrique variable en fréquences, et les au moins deux autres électrodes distribuées sur le manchon sont reliées au moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase. Avantageusement l'ensemble des électrodes est aussi relié au moyen 25 de mesure de différence de potentiel électrique, par exemple via un multiplexeur. Dans une variante de ce premier mode principal de réalisation de l'invention, le manchon en question peut comprendre une gaine thermo-rétractable. Ce type de gaine résiste notamment aux fortes températures et aux fortes pressions tout en préservant l'étanchéité de la gaine. Ce type de gaine est de plus inerte du point de vue physico-chimique. Avantageusement, 30 deux électrodes sont piquées au travers de la gaine (de manière à traverser cette gaine), et à permettre ainsi le contact avec l'échantillon inséré dans la gaine. Ces électrodes sont reliées électriquement au moyen de mesures de la résistivité électrique complexe, et préférentiellement également au moyen de mesure du potentiel électrique. Au moins deux autres électrodes sont en contact direct avec l'échantillon et sont reliées électriquement au moyen d'émission d'un 35 courant électrique variable en fréquences, et préférentiellement également au moyen de mesure du potentiel électrique. 3049711 15 Dans une autre variante de ce premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention, le dispositif comprend en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail. Les moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit 5 dudit fluide de travail peuvent permettre de réaliser des mesures de résistivité électrique complexe et des mesures de potentiel spontané pour différents types de fluides (eau, huile, gaz notamment) et pour différentes valeurs de saturation respective de ces fluides. Ceci permet d'évaluer des paramètres pétrophysiques relatifs à un échantillon d'une formation souterraine pour différentes conditions de saturation en fluide (différents fluides et pour différentes 10 saturations). Ces différentes mesures peuvent notamment permettre de tracer des abaques qui permettent d'informer le spécialiste des paramètres pétrophysiques attendus pour la formation considérée, en fonction des différentes conditions de saturation possibles. Un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits de l'échantillon sera avantageusement combiné aux moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon et 15 pour réguler le débit dudit fluide de travail. Cette configuration de mesure permet notamment de réaliser des mesures de coefficient de couplage électrocinétique en milieu saturé. Avantageusement, le premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention peut comprendre en outre une cellule de confinement hydraulique, destinée à recevoir l'échantillon. 20 La cellule de confinement peut permettre de soumettre l'échantillon de la formation considérée à des fortes pressions (par exemple de l'ordre de 5 MPa). Ceci permet de simuler, dans le cadre d'une mesure de laboratoire, les conditions de pression existantes dans la formation souterraine, qui peuvent être de l'ordre de 8 à 40 MPa. Les mesures de potentiel spontané et de résistivité électrique réalisées dans des conditions se rapprochant des conditions in situ 25 (c'est-à-dire dans les conditions de pression du réservoir de fluide étudié), les paramètres pétrophysiques que l'on peut déduire de ces mesures sont représentatifs des paramètres pétrophysiques réels, in situ, contrairement à des mesures qui sont réalisées dans des conditions de surface (pression de 1 MPa environ). 30 Avantageusement, le premier mode principal de réalisation de l'invention peut comprendre en outre un moyen de régulation de la température, au sein de ladite cellule de confinement le confinement, de sorte à simuler les conditions de température au sein de la formation étudiée (et qui peuvent atteindre 60 à 150 °C). 35 En outre, le premier mode principal de mise en oeuvre de l'invention peut comprendre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la 3049711 16 conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces ainsi que la teneur en gaz dissous après prélèvement. Le spécialiste dans le domaine de la géochimie pétrolière a parfaite connaissance de moyens pour effectuer de telles mesures. Ces mesures permettent de renseigner le spécialiste sur les caractéristiques précises des fluides et gaz en 5 présence, ce qui peut contribuer à affiner le schéma d'exploitation optimal visé par la présente invention. La Figure 2 présente une variante du premier mode principal de mise en oeuvre du dispositif selon l'invention, les différents éléments du dispositif en question pouvant être 10 agencés de façon différente. Ainsi, cette figure décrit un dispositif comprenant un support SU de forme cylindrique, 4 électrodes EL dont deux électrodes distribuées le long du support SU et deux autres électrodes EL libres, destinées à être placées sur chacune des sections libres de l'échantillon de formation inséré dans le support SU. Les électrodes EL à placer sur les sections libres sont reliées au moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences, et 15 les deux autres électrodes EL distribuées sur le manchon SU sont reliées au moyen de mesure de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase. Selon cet exemple non limitatif de réalisation de l'invention, seules deux des quatre électrodes A, D sont reliées au moyen de mesure de différence de potentiel électrique MDP, permettant des mesures de différence de potentiel spontané uniquement entre les électrodes A et D, mais des connections pourraient 20 être réalisées entre chacune des électrodes A, B, C, D et le moyen de mesure de différence de potentiel électrique MDP afin de permettre une mesure de différence de potentiel entre les électrodes A et B, A et C, et A et D par exemple. Par ailleurs, dans cet exemple de réalisation, le moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences, le moyen de mesure de la résistivité électrique MRE en amplitude et en phase, et le moyen de mesure de différence 25 de potentiel électrique MDP sont reliés à un automate AUT permettant que les mesures à réaliser par le dispositif selon l'invention soient pré-programmées, permettant ainsi d'éviter toute intervention humaine pour modifier manuellement les paramètres de mesure (intensité du courant injecté, fréquences échantillonnées etc). 30 Deuxième mode principal de réalisation : dispositif pour mesures diagraphiques Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention dans lequel le dispositif selon l'invention est destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans la formation étudiée telles que des mesures diagraphiques (dit second mode principal de réalisation du dispositif selon 35 l'invention, ou encore dispositif pour des mesures de puits par la suite), les moyens de mesures de la résistivité complexe, les moyens de mesure de différence de potentiel électrique, les moyens d'émission d'un courant électrique sont destinés à être placés à la surface de ladite 3049711 17 formation et sont reliés auxdites électrodes par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits. Ce mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention permet de réaliser, avec un seul outil de diagraphie, deux types de mesure (électriques en l'occurrence), ce qui est très 5 avantageux d'un point de vue opérationnel car la mise en oeuvre des mesures diagraphiques est bien connue pour être de haute technicité et coûteuse. De plus, on est assuré de cette façon que les deux mesures sont parfaitement réalisées à la même profondeur dans le puits et sont représentatives de la même portion. Selon un mode de mise en oeuvre de ce deuxième mode principal de réalisation de 10 l'invention, les électrodes sont mises en contact direct avec la paroi du puits et donc avec la formation géologique. Selon un mode de réalisation de ce deuxième mode principal de réalisation de l'invention, les dimensions du dispositif pour mesures de puits sont de l'ordre de 2500 mm de longueur et 45 mm de diamètre. Avantageusement, les électrodes sont réparties de façon uniforme sur une longueur du support de 2100 mm, la distance entre deux électrodes 15 consécutives étant de 30 mm. La Figure 3 présente une variante du deuxième mode principal de réalisation du dispositif selon l'invention, pour des mesures de puits, les différents éléments du dispositif en question pouvant être agencés de façon différente. Dans l'exemple présenté, le support SU est un tube 20 cylindrique placé dans un puits W foré dans une formation F, le long duquel sont distribuées 7 électrodes annulaires EL, chaque électrode étant reliée au moyen de mesure du potentiel spontané MDP et au moyen de mesure de la résistivité électrique MRE complexe, les électrodes se trouvant aux deux extrémités du support étant de plus reliées au moyen d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences. De plus, les moyens de mesure 25 de la résistivité électrique MRE complexe, du potentiel spontané MDP et les moyens d'émission du courant électrique MEC variable en fréquences sont placés en surface. Procédé d'exploitation d'une formation souterraine : En outre, l'invention concerne un procédé d'exploitation d'une formation souterraine 30 comportant un fluide. Ce procédé requiert au moins un échantillon prélevé au sein de la formation étudiée, la formation étant traversée par au moins un puits, et comprend au moins les étapes suivantes : Etape 1 : pour au moins une condition de mesure, on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur l'échantillon considéré au moyen d'un 35 mode de mise en oeuvre du dispositif pour mesures de laboratoire comprenant des moyens pour injecter un fluide de travail dans l'échantillon, des moyens pour réguler le débit du 3049711 18 fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ; - Etape 2 : on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite 5 dans le puits considéré au moyen d'au moins un dispositif selon l'une quelconque des variantes du deuxième mode principal de mise en oeuvre du dispositif selon l'invention (c'est-à-dire le mode de réalisation destiné aux mesures de puits) ; - Etape 3 : on compare les valeurs des mesures réalisées dans le puits avec les mesures réalisées sur le dit échantillon, et par calibration, on déduit des paramètres pétrophysiques 10 représentatifs de ladite formation ; - Etape 4: à partir desdits paramètres représentatifs de ladite formation, on définit un schéma d'exploitation optimal du fluide de la formation étudiée et on exploite le fluide de la formation à partir dudit schéma. 15 Ainsi, le procédé selon l'invention comprend la mise en oeuvre de mesures de différents types (PS et PSI au moins) et à des échelles différentes (échelle du puits et échelle du laboratoire). Nous allons ci-après détailler les différentes étapes du procédé selon l'invention. Etape 1 20 Au cours de cette étape, le procédé selon l'invention est mis en oeuvre au moyen d'une variante du premier mode principal de mise oeuvre du dispositif selon l'invention, comprenant, des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, ainsi qu'un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon. 25 Les mesures effectuées à l'aide de ce dispositif (appelées « mesures de laboratoire » par la suite) sont réalisées pour au moins une condition de mesure. On entend par « condition de mesure » l'ensemble des paramètres selon lesquels est effectuée la mesure, comme par exemple la pression, la température, le ou les fluides présents dans l'échantillon, la saturation de chacun des fluides présents dans l'échantillon. Très préférentiellement, les mesures de 30 laboratoire sont réalisées dans des conditions de mesure représentatives des conditions (de pression, de température, de saturations des fluides en présence) auxquelles est soumise la formation étudiée, que l'on appellera « conditions in situ » par la suite. A noter que les conditions in situ ne sont généralement pas précisément connues mais le spécialiste peut disposer des ordres de grandeur ou gammes des conditions in situ (gammes relatives aux 35 pressions et/ou aux températures et/ou aux saturations des fluides en présence). Les mesures 3049711 19 de laboratoire sont avantageusement réalisées pour une pluralité de conditions de mesure, échantillonnant notamment les gammes des valeurs présumées des conditions in situ. A partir desdites mesures de laboratoire, on détermine des paramètres pétrophysiques relatifs à l'échantillon considéré pour la ou les conditions de mesures considérées (conditions 5 de pression et/ou de température et/ou de saturation en fluides). Le spécialiste a parfaite connaissance de méthodes pour déterminer des paramètres pétrophysiques à partir de mesures de PSI et de PS. Selon un mode de mise en oeuvre de l'invention, les paramètres pétrophysiques représentatifs de l'échantillon sont la perméabilité relative et/ou la saturation en fluide. Lorsque des mesures ont été réalisées pour une pluralité de conditions de mesure, le 10 spécialiste peut dresser un abaque représentant les valeurs des mesures réalisées, les paramètres pétrophysiques déduits de ces mesures, et ce pour chaque condition de mesure. Selon un mode de mise en oeuvre du procédé selon l'invention, pour au moins une pression de confinement prédéfinie, une température, une saturation en fluide prédéfinie, un 15 débit de fluide prédéfini, et une injection de fluide de travail donné dans ledit échantillon, on mesure : a. le gradient de pression induit dans l'échantillon, au moyen du moyen de mesures de la pression fluide ; b. la différence de potentiel électrique induit dans l'échantillon, au moyen du moyen 20 de mesure de différence de potentiel électrique ; c. la polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen du moyen de mesure de la polarisation spectrale induite ; et on répète les mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et/ou pour différentes saturations en fluide et/ou pour différents fluides de travail. On décline ci-après des méthodes 25 non limitatives d'exploitation des mesures ainsi réalisées afin de déterminer la perméabilité relative et la saturation en fluide. Détermination de paramètres pétrophysiques Les mesures de potentiel spontané permettent de mesurer une différence de potentiel 30 électrique (que l'on notera dV par la suite). Combinées aux mesures de gradient de pression (que l'on notera dP par la suite), on obtient un coefficient couplage électrocinétique C selon une formule du type : C = dV/dP, 3049711 20 Selon le mode de mise en oeuvre décrit ci-dessus, les mesures étant réalisées pour différentes conditions de saturation en fluide, on peut définir un coefficient de couplage électrocinétique en milieu saturé Csat et un coefficient de couplage électrocinétique en milieu non saturé C(Sw REVENDICATIONS1. Dispositif pour la détermination de paramètres pétrophysiques d'une portion d'une formation souterraine comprenant un fluide, caractérisé en ce que ledit dispositif comprend : - au moins deux électrodes (EL) ; - un moyen d'émission d'un courant électrique variable en fréquences (MEC) et un moyen de mesure de la résistivité électrique en amplitude et en phase (MRE), deux desdites électrodes (EL) coopérant avec ledit moyen d'émission (MEC) et au moins deux desdites électrodes (EL) coopérant avec ledit moyen de mesure de la résistivité (MRE) ; - un moyen de mesure d'une différence de potentiel électrique (MDP) coopérant avec au moins deux desdites électrodes (EL) ; - un moyen d'automatisation (AUT) des mesures réalisées par lesdits moyens de mesure, et/ou un moyen de collecte desdites mesures et/ou un moyen d'analyse desdites mesures. 2. Dispositif selon la revendication 1, dans lequel lesdites fréquences sont comprises dans une gamme de fréquences dont la borne inférieure est comprise entre 1 et 20 mHz, et la borne supérieure est comprise entre 28 et 32 MHz. 3. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel lesdites électrodes (EL) sont en matériau métallique impolarisable. 4. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel le nombre desdites électrodes (EL) est compris entre 4 et 8, de préférence 6. 5. Dispositif selon l'une des revendications précédentes, dans lequel une partie des électrodes (EL) sont distribuées sur une longueur d'un support formé d'un matériau isolant. 3049711 29 6. Dispositif selon la revendication 5, dans lequel ledit dispositif est destiné à des mesures de laboratoire et dans lequel ladite portion de ladite formation est un échantillon de ladite formation, par exemple prélevé par carottage, caractérisé en ce que : - ledit support (SU) est un manchon souple de forme sensiblement cylindrique 5 destiné à recevoir ledit échantillon ; - lesdites électrodes (EL) sont au moins au nombre de quatre et deux desdites électrodes (EL) sont placées de manière à être en contact avec chacune des sections libres dudit échantillon ; - ladite longueur dudit support (SU) est orientée selon l'axe de révolution dudit 10 support. 7. Dispositif selon la revendication 6, dans lequel ledit manchon est une gaine thermorétractable et au moins deux desdites électrodes (EL) sont piquées sur ladite gaine, de manière à traverser ladite gaine. 8. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 7, dans lequel ledit dispositif comprend en outre des moyens pour injecter un fluide de travail dans ledit échantillon et pour réguler le débit dudit fluide de travail, et un moyen de mesure de la pression fluide en au moins deux endroits dudit échantillon. 9. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 8, dans lequel ledit dispositif comprend en outre une cellule de confinement hydraulique et/ou des moyens de régulation de la température. 25 10. Dispositif selon l'une des revendications 6 à 9, comprenant en outre des moyens de mesures géochimiques tels que des moyens de mesure de l'alcalinité, de la conductivité, des teneurs en cations-anions majeurs, des teneurs en éléments traces, de la teneur en gaz dissous après prélèvement. 30 11 Dispositif selon la revendication 5, dans lequel ledit dispositif est destiné à des mesures au sein d'au moins un puits foré dans ladite formation telles que des mesures diagraphiques, ladite portion de ladite formation étant une zone entourant ledit puits dans lequel est inséré ledit dispositif, caractérisé en ce que ledit support est de forme sensiblement cylindrique, et en ce que lesdites électrodes (EL) sont des anneaux de 15 20 3049711 30 diamètre légèrement supérieur au diamètre dudit support (SU) et sont distribuées le long de l'axe de révolution dudit cylindre. 12. Dispositif selon la revendication 11, dans lequel lesdits moyens de mesures de la 5 résistivité (MRE), lesdits moyens de mesure de différence de potentiel électrique (MDP), lesdits moyens d'émission d'un courant électrique (MEC) sont destinés à être placés à la surface de ladite formation et coopèrent avec lesdites électrodes (EL) par des moyens de connexion résistants aux conditions de pression et de température inhérentes à des mesures dans des puits. 10 13. Procédé d'exploitation d'une formation souterraine comportant un fluide, caractérisé en ce que, à partir d'au moins un échantillon de ladite formation, ladite formation étant traversée par au moins un puits : i. pour au moins une condition de mesure, on réalise au moins des mesures de 15 potentiel spontané et de polarisation spectrale induite sur ledit échantillon au moyen du dispositif selon l'une des revendications 8 à 10, et on détermine des paramètres pétrophysiques représentatifs dudit échantillon ; ii. on réalise des mesures de potentiel spontané et de polarisation spectrale induite dans ledit puits au moyen d'au moins un dispositif selon l'une des 20 revendications 11 à 12 ; iii. on calibre lesdites mesures réalisées dans ledit puits à l'aide desdites mesures réalisées sur ledit échantillon et on déduit des paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation ; iv. à partir desdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation, 25 on définit un schéma d'exploitation optimal de ladite formation et on exploite ladite formation à partir dudit schéma. 14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel, au cours de l'étape i), on mesure : a. un gradient de pression induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de 30 mesure de la pression du fluide ; b. une différence de potentiel électrique induit dans ledit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure d'une différence potentiel électrique ; c. une polarisation spectrale induite au sein dudit échantillon, au moyen dudit moyen de mesure de la polarisation spectrale induite ; 3049711 31 et on répète lesdites mesures a), b) et c) pour différents débits de fluide et pour différentes saturations en fluide. 15. Procédé selon la revendication 14, dans lequel lesdites mesures a), b) et c) sont 5 répétées pour différentes pressions de confinement et /ou différentes températures. 16. Procédé selon l'une des revendications 13 à 15, dans lequel lesdits paramètres pétrophysiques représentatifs de ladite formation et/ou dudit échantillon sont la perméabilité relative et/ou la saturation. 17. Procédé selon l'une des revendications 13 à 16, dans lequel l'étape ii) est répétée au fur et à mesure de l'exploitation de ladite formation. 10 15