FR 2585404 A1 19870130 FR 8511261 A 19850723 PROCEDE DE DETERMINATION DES PARAMETRES DE FORMATIONS A PLUSIEURS COUCHES PRODUCTRICES D'HYDROCARBURES La présente invention se rapporte à un procédé de détermination des paramètres d'une formation souterraine productrice d'hydrocarbures comportant plusieurs couches à travers lesquelles est foré un puits. Il est connu depuis longtemps d'effectuer des mesures de pression en fonction du temps sur des puits de pétrole en vue de déterminer les caractéristiques des formations souterraines productrices dans lesquels ils sont forés. Si ces mesures permettent de déterminer un grand nombre de paramètres caractérisant les formations souterraines en général, elles se révèlent insuffisantes dans le cas de réservoirs complexes tels que les formations à plusieurs couches. Une unique courbe de pression ne peut en effet fournir les informations nécessaires à la détermination des caractéristiques propres des différentes couches, telles leur perméabilité et leur coefficient caractérisant l'effet pariétal (appelé plus couramment "skin"). Un procédé d'essai des systèmes à plusieurs couches a été proposé par Gao ("The Crossflow Behavior and the Determination of Reservoir Parameters by Draudoun Tests in Multilayer Reservoirs," SPE paper No 12580, soumis pour publication le 29 septembre 1983). Utilisant le modèle de paroi semi-perméable publié par Deans et Gao dans SPE paper No 11966 présenté à la 5sème Conférence et exposition annuelles à San Francisco, 5 au 8 octobre 1983, ce procédé consiste à essayer chaque couche individuellement en relevant une série de courbes de pression. Un tel procédé présente au moins trois inconvénients. D'abord, il est long à mettre en oeuvre. Ensuite, en cas d'écoulement de transfert entre couches de la formation, l'interprétation des courbes est délicate. Enfin, le puits n'est, pendant les essais, jamais dans un mode d'activité semblable à celui qui correspond à un régime de production réel. Un autre moyen d'investigation des systèmes a' plusieurs couches consiste à utiliser les variations du débit et de la pression en fonction de la profondeur dans un puits stabilisé, c'est-à-dire dont la production s'effectue à pression et débit en surface constants. Ce type de mesure conduit à une "photographie instantanée" du débit et de la pression au niveau de chaque couche pour un débit et une pression donnés à la surface du sol. Les données obtenues peuvent être présentées, pour différents débits en surface successifs, sous la forme d'une série de courbes de pression en fonction du débit pour chaque couche. Ici, deux inconvénients apparaissent. D'abord, les puits n'atteignent pas tous un régime d'écoulement stabilisé.En outre, il a été montré (Lefkovits, H.C., Hazebroek, P., Allen, E.E., and Matthews, C.S.: "A Study of the Behavior of Bounded Reservoirs Composed of Stratified Layers," S.Pet. Tac., Mars 1961) que les débits respectifs des couches varient dans le temps. Ainsi, ce procédé n'est applicable qu'aux puits qui atteignent réellement un régime stable. A partir de l'état de la technique ainsi rappelé, l'invention a pour objet un procédé original permettant de déterminer les paramètres caractéristiques d'une formation souterraine à plusieurs couches. Ce procédé consiste essentiellement à déterminer les variations relatives dans le temps des débits de couches ou de groupes de couches de la formation à partir de points de mesure de débits obtenus tandis qu'une variation de débit total AQ a été imposée au puits à un instant t1 entre une première valeur constante déterminée et une seconde valeur constante déterminée, puis à comparer lesdites variations de débit au comportement d'un modèle théorique établi pour différentes valeurs des paramètres caractéristiques d'une formation souterraine, et à déduire les valeurs des paramètres de la formation considérée de celles associées au comportement du modèle théorique qui coïncident le mieux avec les variations expérimentales de débit. Un tel procédé permet de déterminer les paramètres essentiels d'une formation souterraine à plusieurs couchas, en s'appuyant notamment sur le fait constaté que les variations des débits respectifs des couches de la formation sont, dans une période initiale suivant immédiatement l'instant de changement du débit du puits, sensibles aux effets de nature de paroi et de perméabilité des couches, et, dans une période ultérieure, aux effets de transfert de fluide entre couches. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention ressortiront plus clairement de la description qui va suivre, en regard des dessins annexés, d'un exemple de mise en oeuvre non limitatif. La figure 1 représente schématiquement, en coupe verticale, un puits de pétrole foré dans une formation à plusieurs couches, où a été descendu un débitmètre. La figure 2 représente une courbe obtenue à l'aide du débitmètre déplacé dans le puits. Les figures 3 et 4 représentent deux réseaux de courbes de débit dressés à partir de courbes telles que celle de la-figure 2. La figure 5 représente une courbe expérimentale de pression dans le puits en fonction du temps, et la courbe dérivée. Les figures 6 à 8 représentent des courbes de variation relative de débit, respectivement de couches par rapport au débit total du puits, de groupes distincts de couches ou zones par rapport au débit total du puits, et de couches par rapport au débit total de la zone à laquelle appartiennent ces couches. On a représenté sur la figure 1 un puits pétrolier 10 foré dans une formation qui comporte plusieurs couches pétrolifères, savoir cinq couches 1, 2, 3, 4 et 5. Les couches intermédiaires 12, 34, 45 séparant respectivement les couches 1 et 2, 3 et 4, 4 et 5 présentent une certaine perméabilité verticale, de sorte qu'il peut y avoir écoulement de pétrole à travers ces couches intermédiaires. Par contre, la couche 23 séparant les couches 2 et 3 est imperméable, et aucun écoulement de pétrole ne se produit entre ces dernières couches. Chaque groupe de couches entre lesquelles un écoulement vertical de pétrole peut se produire et qui est isolé par des couches imperméables est dénommé "zone". Dans le présent exemple, la formation comprend deux zones Z1 et ZZ, la zone Z1 étant composée des couches 1 et 2 et la zone Z2 des couches 3, 4 et 5. Par définition, il ne peut pas y avoir transfert vertical d'huile entre deux zones. Ce partage de la formation souterraine en couches et en zones distinctes s'est révélé être très avantageux pour l'interprétation des résultats obtenus et constitue l'une des caractéristiques de la présente invention. Les différentes couches et zones peuvent être identifiées en faisant un enregistrement du débit au regard de la formation en fonction de la profondeur. On peut également utiliser les enregistrements de la diagraphie préalablement effectuée dans ce puits. Lorsque le puits est mis en production, il délivre en surface un débit total de pétrole, via sa colonne de production 11. L'espace annulaire compris entre le cuvelage 10 et la colonne de production Il est fermé par des garnitures d'étanchéité ou "packer" 9. Au débit total contribuent les couches 1 à 5 par des débits partiels respectifs q1 à q5. Le débit total O mesuré au-dessus de la formation est la somme des débits q1 à q5. Il faut noter que le débit mesuré en surface peut être différent, en raison de l'effet d'emmagasinage du puits. Ces débits sont identiques si cet effet est nul. Le procédé selon l'invention met en oeuvre les variations dans le temps de la pression p dans le puits et des débits partiels q1 à q5 des différentes couches résultant d'une modification imposée au débit global Q du puits. Les mesures de débit sont effectuées à l'aide d'un débitmètre 13 (par exemple tel que décrit dans le brevet franchais No 74 / 22 391) descendu dans le puits au bout d'un câble 14, puis déplacé verticalement à plusieurs reprises en un mouvement de balayage sur la hauteur totale de la formation. Lorsqu'il se trouve juste au-dessus d'une couche, le débitmètre mesure le débit cumulé de cette couche et des couches inférieures. A chaque passe est enregistrée une courbe telle que celle de la figure 2, qui indique le débit mesuré en fonction de la profondeur et d'où on peut déduire les débits cumulés des différentes couches 1 à 5, savoir les débits q5, q5+q4, q5+q4+q3w relevés au droit des couches intermédiaires 45, 34, 23 ... .Les instants auxquels sont effectuées ces mesures de débit sont également enregistrés. Cela permet de tracer les courbes représentant les variations en fonction du temps des débits cumulés. La figure 3 donne en représentation semi-logarithmique un tel réseau de courbes, les débits étant évalués en barils par jour (1 baril = 158,98 litres). A partir de ces courbes, on peut tracer, par de simples opérations de soustraction, le réseau de courbes de la figure 4, qui représente les variations, en fonction du temps, du débit propre de chaque couche 1 à 5. Sur les figures 3 et 4, les instants de mesure paraissent être les mêmes pour toutes les couches. En réalité, du fait du mouvement de balayage imprimé au débitmètre 13, ces points sont décalés d'une courbe à l'autre. Cela n'affecte évidemment en rien les opérations de tracé des courbes. Le câble utilisé peut être électrique ou non. Dans le premier cas, les informations provenant du débitmètre sont transmises par le câble à la surface où elles sont enregistrées, puis traitées. Lorsque le câble utilisé est une simple "corde à piano", les informations sont enregistrées grâce à un enregistreur de fond comprenant des mémoires. Un tel enregistreur est par exemple décrit dans la demande de brevet britannique No 82 31560. Il peut être avantageux d'utiliser plusieurs- déhitmétres connectés l'un au bout de l'autre, de façon à enregistrer des débits respectifs de plusieurs couches à un même instant ou pour une même couche, à des instants peu éloignés. Les mesures de pression s'effectuent au moyen d'un manomètre (par exemple tel que décrit dans le brevet franchais publié sous le No 2 496 884) qui peut être placé à poste fixe soit à la tête de puits, soit (comme représenté en 16) au sommet de la formation, ou encore être lié au débitmétre 13 (en 16'). Dans ce dernier cas, il faut tenir compte du fait que le manomètre est soumis à la pression d'une colonne de pétrole de hauteur variable. On obtient ainsi des mesures de la pression p dans le puits en fonction du temps. Comme pour les mesures de débit, les mesures de pression sont soit transmises par un câble électrique à la surface où elles sont enregistrées, soit enregistrées dans le puits à l'aide d'un enregistreur. Dans sa phase de mesure, le procédé selon l'invention consiste essentiellement à faire varier le débit Q du puits d'une quantité4' à un instant t1, et à mesurer la pression et les débits des couches respectives de la formation juste avant l'instant t1 puis pendant un certain temps après cet instant. Les mesures aprés l'instant t1 permettent de dresser les réseaux de courbes de débit des figures 3 et 4 et la courbe de pression de la figure 5 en fonction du temps #t écoulé à partir de cet instant. Plus précisément, sur la figure 5 sont représentées les variations de la quantité # p x (Q # Q), Ap désignant la différence de pression mesurée entre les instants t1 et t1+. L'échelle de pression est exprimée en psi (1 psi=- 6,9 kPa). Sont également représentées les variations de la dérivée de la quantité précédenteAp. Les échelles d'abscisses et d'ordonnées sont logarithmiques. On donne dans le tableau figurant en fin de description un exemple de valeurs simulées des mesures des variations de pression bp (en psi) en fonction du temps At (At étant exprimé en jours et compté à partir du temps t1). Sont également indiquées les valeurs des variations de la dérivée (#p)', calculées comme expliqué ci-après, ainsi que les mesures de débits q1 à q5 (exprimées en barils/jour et représentées sur la figure 4) des cinq couches de la formation. La dérivée (#p)' est calculée en fonction du logarithme de #t, c'est-à-dire (#p)' = d ( Ap) d (log At) La façon d'opérer ce calcul, ainsi que l'interprétation des données de la dérivée, est décrite dans la demande de brevet français publiée No 83 07075 du 22 avril 1983. Les valeurs négatives obtenues pour dp et (#p)' peuvent être expliquées par le principe de superposition bien connu des spécialistes. Brièvement, pour que les mesures soient exploitables et significatives, il faut que le temps d'écoulement du puits avant le changement de débit soit très long comparé à la période de temps pendant laquelle on fait les mesures après le changement de débit. Pour tracer les courbes de la figure 5, on utilise les valeurs de Ap et (cl)' du tableau, multipliées par le rapport Q/EQ du débit O avant le changement au temps t1 à la variation de débit AQ avant et après le temps t1. Dans l'exemple de la figure, O = 500 et AO = 500 - 200 = 300, la valeur du débit après le temps t1 ayant été ramenée de 500 à 200 barils/jour. Ceci revient à normaliser les valeurs de pression après l'instant t1 avec les valeurs que l'on aurait obtenues avant l'instant t1. La normalisation des courbes, aussi bien en ce qui concerne les mesures de pression que les mesures de débit, est importante, car elle permet d'utiliser les valeurs mesurées juste avant le temps t1 comme valeurs asymptotiques pour les temps at très longs. Cette caractéristique de l'invention, importante en pratique, sera explicitée en regard de la figure 7 (points P1 et P2). Pour l'interprétation des données expérimentales de pression, on effectue tout d'abord une analyse classique, bien connue des spécialistes, qui consiste à tracer différents graphes en échelles logarithmiques et semi-logarithmiques pour diagnostiquer l'effet d'emmagasinage du puits ("wellbore storage" en anglais), le régime de débit du pétrole dans le réservoir, ce régime pouvant être radial et considéré comme infini à l'échelle du puits, la présence de plusieurs couches productrices et la présence de limites éventuelles du réservoir. Ainsi, en échelles logarithmiques, l'effet d'emmagasinage du puits se traduit par une pente égale à 1 pour les courbes de pression et de dérivée de la pression correspondant aux temps courts (début des courhes), et la présence d'une limite ou frontière du réservoir se traduit par une remontée des valeurs de pression et de dérivée de la pression pour les temps longs (fin des courbes). Ces méthodes de diagnostic sont utilisées couramment dans l'industrie pétrolière et sont décrites par exemple dans le brevet US 4 328 705 et la demande de brevet français publiée No 83 07075. On peut aussi utiliser la convolution du débit total mesuré au fonds du puits avec la pression de façon à éliminer l'effet d'emmagasinage du puits des mesures de pression (dans ce cas, la pression est appelée "rate convolved pressure"). Cette technique est publiée dans "Interpretation of Pressure Build-up Test using In-Situ Measurement of Afterflou" Journal of Petroleum Technology, janvier 1985. Dans sa phase d'interprétation des mesures, le procédé selon l'invention comprend les opérations de détermination des paramètres suivants A) kh (produit moyen perméabilité k x épaisseur h de la formation pour toute la formation considérée globalement); B) k. et s. (perméabilité horizontale et J J coefficient pariétal de la couche j, j variant de 1 à 5 dans le présent exemple); C) type et position de la limite ou frontière extérieure de la formation (ce qui détermine l'étendue et le type de la formation); D) perméabilité verticale entre couches. A.-Détermination du paramètre kh. Celle-ci se fait à partir des mesures de pression, en utilisant la formule suivante 141,2 QQ B V kh = 2 (Ap)'M dans laquelle QQ est la variation imposée au débit (exprimé en barils/jour) du puits à l'instant t1; B est le facteur de volume relatif du pétrole dans la formation et en surface (il est égal au rapport des volumes du pétrole dans la formation et en surface); ii est la viscosité du pétrole, exprimée en centipoises; (tp)' est la valeur de la dérivée de la pression p en fonction du logarithme du temps, dans la partie plate de la courbe dérivée (figure 5). Cette partie plate correspond à un écoulement radial à action infinie. Dans le présent exemple, on trouve sur la figure 5 que (Q . (Q / QQ) = #Q) = 5 Il en résulte que (#p')M = 3. D'autre part, par d'autres mesures, on a trouvé que O = 1,2 et # = 1. Il en résulte que kh = 8,472 md.ft = 25,42. 102 um2.m. B.-Détermination de k. et s.. J -J On trace pour chaque couche j la courbe représentant en fonction du temps la fraction de la variation du débit total imputable à la couche considérée, c'est-à-dire la quantité #qj/#Q, à à partir des valeur du tableau et des courbes de la figure 4. On obtient ainsi cinq séries de points, en représentation semi-logarithmique (figure 6), respectivement relatives aux cinq couches 1 à 5 de la formation, en fonction du temps Qt écoulé après l'instant t1. On compare ensuite chaque série de points avec les courbes d'un modèle théorique afin de déterminer laquelle de ces courbes coincide convenablement avec la série de points considérée, au moins dans la période initiale qui suit l'instant t1 de changement du débit. Il a été reconnu que, dans cette période, le modèle utilisé peut correspondre aux conditions d'absence d'écoulement entre couches dans la formation, avec frontière extérieure infinie. Après la période initiale, des écarts entre points de mesure et courbe théorique peuvent apparaître, en raison d'effets d'écoulements entre couches et de frontière extérieure, ou d'effets de superposition. Le modèle théorique est établi à partir de la formule dans laquelle qjD est la transformée de Laplace du débit sans dimension de la couche j; sj est le coefficient pariétal de la couche j; k0 et k1 sont des fonctions de Bessel modifiées du premier et du second genre; PwD est la transformée de Laplace de la pression sans dimension dans le puits; tandis que #j est donné par : #j = (wj z / kj) 1/2 dans laquelle avec (#h)j désignant le produit porosité . hauteur de la couche j, J n le nombre de couches de la formation, et z la variable d'espace de Laplace. L'équation (1) ne donne pas le débit en fonction du temps. Pour l'obtenir, on lui applique la transformée inverse de Laplace donnée par l'algorithme de Stehfest (cf "Numerical inversion of Laplace transforms ", D-5, Communications of the ACM, janvier 1970, 13, No 1, pages 47 à 49). Lorsque la coincidence est réalisée avec une courbe donnée du modèle théorique, on peut en déduire le coefficient pariétal sj de la couche j considérée, qui figure dans la formule (1), ainsi que sa perméabilité, qui y figure également sous la forme du produit (kh) de la perméabilité et de la hauteur de ladite couche, ce dernier paramètre étant connu par des mesures préalables de diagraphie, tandis que le produit kh a été déterminé à l'aide des mesures de pression explicitées précédemment. Pour illustrer des cas qui peuvent être rencontrés en pratique, on a porté sur la figure 6 (en tirets) deux courbes théoriques G et H qui ne coincident pas correctement avec les séries de points de mesure relatives aux couches 1 et 2 de la formation dans la partie gauche de la figure, tandis qu'il y a coincidence dans la partie droite (des écarts importants apparaissant toutefois (à l'extrême droite, en raison d'effets de frontière et d'écoulement entre couches). L'examen de la position de la courbe G montre par exemple que le coefficient pariétal choisi pour celle-ci est trop faible et doit être augmenté. En ce qui concerne la courbe H, c'est l'inverse qui se produit : l'effet pariétal doit être diminué, bien que la modification de la valeur de l'effet pariétal de la courbe G ait une influence sur les autres courbes. Ces opérations permettent de déterminer la perméabilité horizontale k. et le coefficient pariétal s. de chacune J J des couches de la formation. Ces paramètres peuvent, selon un deuxième mode opératoire de la présente invention, être déterminés de la façon exposée ciaprès: Il est connu par les spécialistes que le résultat de l'opération mathématique de convolution de la dérivée des variations de débit q par la pression sans dimension PD (cette pression n'est autre que la pression que l'on obtiendrait si d'autres paramètres n'intervenaient pas dans la formation et le puits pour influencer la valeur de la pression et si le débit était constant) n'est autre que les variations de la pression P5f effectivement mesurées dans le puits en regard de la formation. Ceci se traduit par l'équation suivante p5f (T) étant la valeur de la variation de pression mesurée dans le puits au temps T. Pour obtenir PD, qui est la valeur de la pression recherchée, on effectue l'opération mathématique de déconvolution entre la pression p5f effectivement mesurée et le débit. Cependant, les résultats obtenus par la déconvolution peuvent être entachés d'erreurs importantes si les données expérimentales sont bruitées. On préfère alors utiliser l'opération de convolution. C'est ainsi que, dans le cadre de la présente invention, on a mesuré les variations de débit pour chaque couche et les variations de pression dans le puits. On a alors démontré que l'opération de convolution des variations de débit de chaque couche par les variations de pression dans le puits fournit la réponse en pression de la couche comme si cette couche était seule à produire un fluide, à la condition toutefois qu'il n'y ait pas d'écoulement entre couches. Ainsi, connaissant la réponse en pression de chaque couche, on peut utiliser pour chacune d'elles les méthodes classiques d'interprétation, notamment les courbes de pression en fonction du temps tracées en échelles semilogarithmiques qui permettent de déterminer la perméabilité et l'effet pariétal. C.-Détermination de la frontière extérieure de chaque zone Il s'agit ici de déterminer le type de frontière de chaque zone: - frontière paraissant infinie; - frontière sans écoulement, se comportant comme une paroi étanche, tout le liquide s'écoulant dans le puits provenant donc de la zone de formation située à l'intérieur de cette frontière; - frontière à pression constante. Dans le premier cas, tout se passe comme.s'il n'y avait pas de frontière. Dans les deux autres cas, le rayon de la frontière doit en outre être précisé. Pour cette détermination, on établit un graphique (figure 7) semblable à celui de la figure 6, mais sur lequel chaque série de points correspond à une zone i de la formation suivant la définition donnée plus haut, et non plus à une couche particulière (bien entendu, une zone peut ne comprendre qu'une seule couche). Dans l'exemple présent, il y a deux zones Z1 et Z2 (figure 1), et les deux séries de points représentent respectivement les quantités #q1 + #q2 et #q3 + #q4 + #q5 #Q #Q en fonction du temps # t. Pour tracer les courbes expérimentales de la figure 7, on utilise les valeurs du tableau. Par ailleurs, on utilise des modèles théoriques correspondant à la formule (1) indiquée précédemment et aux formules Dans ces formules, dont la formule (2) est déjà connue, les quantités # sont définies ainsi : #0k(z) = K0(#k)I0(reD#k) - I0(#k)K0(reD#k) #1k(z) = K1(#k)I1(reD#k) - I1(#k)K1(reD#1) #01k(z) = K0(#k)I1(reD#k) + I@(#k)K1(reD#k) #10k(z) = K1(#k)I0(reD#k) + I1(#k)K0(reD#k) où I0, li, Kg et H1 sont des fonctions de Bessel modifiées du premier et du second genre, et reD est le rayon extérieur sans dimension de la formation. La formule (1) se rapporte au cas d'une frontière se comportant comme si elle était infinie, la formule (2) au cas d'une frontière sans écoulement et la formule (3) au cas d'une frontière à pression constante. La figure 7 montre la coincidence réalisée (dans la période initiale) entre les séries de points correspondant aux zones Z1 et Z2 et des courbes définies à partir de la formule (2). On peut en conclure que la frontière des zones étudiées est du type "sans écoulement". Si la coincidence est obtenue avec une courbe se terminant par une horizontale, comme la courbe H correspondant à la formule (3) esquissée en haut et à droite de la figure 7, il s'agit d'une frontière du type à pression constante". Si la courbe se termine en s'infléchissant légèrement vers le bas comme la courbe L issue de la formule (1), la frontière est du type de celles qui paraissent infinies. Naturellement, dans ces opérations relatives aux zones de la formation, il n'y a pas lieu d'envisager un régime d'écoulement avec transferts verticaux, puisque de tels transferts sont par définition inexistants entre zones. Dans le cas représenté à la figure 7, où il s'agit d'une frontière sans écoulement, c'est-à-dire où le volume de production de la formation est limité, la courbe correspondant à chaque zone tend, dans sa partie droite, vers une valeur égale au produit fh relatif à ladite zone, soit, dans le présent exemple, respectivement 0,4 pour la zone Z1 et 0,6 pour la zone Z2. Ces valeurs sont par ailleurs connues grâce aux opérations préalables de diographie. La figure 7 montre en outre que les courbes s'écartent des points expérimentaux dans la partie droite. C'est à cause d'un effet de superposition dû au fait que le puits considéré a été mis en production pendant 200 heures (8,33 jours), puis, son débit de production ayant été abaissé (de 500 à 200 barils/jour) au temps t1 pendant 200 heures encore. Toutefois, si l'on fait une mesure à la fin de la première période de 200 heures, juste avant le temps t1 on obtient des résultats que l'on peut porter sur la figure (points P1 et P2) et qui peuvent être considérés comme des points de mesure obtenus après la période initiale postérieure au temps t1, sans effet de superposition.Ainsi qu'on peut le constater, les courbes théoriques passent très près de ces points. Il résulte de la remarque précédente que, en pratique, on peut s'abstenir de faire des mesures à des moments éloignés de l'instant t1, car des mesures faites juste avant cet instant les suppléent avantageusement. Ainsi, les mesures correspondant aux points situés environ entre 100 et 101 jours après t1 ne seront pas effectuées, ce qui raccourcit considérablement la durée totale à consacrer aux mesures sur le puits. C'est ainsi qu'on peut déterminer, grâce aux seules mesures effectuées juste avant t1, si la frontière est du type sans écoulement (si les points de mesure correspondent aux valeurs connues de fh) ou non (s'il n'y a pas correspondance), car cet effet dépend seulement des conditions de frontière. Dans le cas où la frontière a été reconnue comme étant non infinie, son rayon est déterminé en cherchant quelle valeur de rayon conduit à la meilleure coincidence des courbes du modèle avec les points de mesure, ceci dans la période postérieure à la période initiale. Les points de mesure relevés juste avant la modification du débit du puits sont également fort utiles dans cette phase de détermination des paramètres de la formation. Comme dans le cas de la détermination de la perméabilité et de l'effet pariétal, on peut opérer aussi selon une deuxième façon, en utilisant les opérations de convolution. On a, en effet, démontré que la convolution des variations de débit de chaque zone par les variations de pression dans le puits fournit la réponse en pression de la zone considérée. On se ramène ainsi, comme pour les couches individuelles, à une interprétation classique d'essai de puits, notamment pour la détermination des frontières de chaque zone. D.- Détermination de la perméabilité entre couches Ayant déterminé la perméabilité horizontale et le coefficient pariétal de chacune des couches de la formation, le type de la frontière des zones et son emplacement, il reste a' déterminer les valeurs de perméabilité verticale entre couches. Ceci est effectué par analyse, dans chaque zone de la formation, des débits des couches de cette zone rapportés au débit total de celle-ci. Comme le montre la figure 8, on porte en fonction de ?t, toujours en représentation semi-logarithmique et à partir des données du tableau, les quantités #qji / #Qi où #Qi désigne la variation de débit de la zone i et bq: la variation de débit de la couche j appartenant à la zone i. La figure 8 se limite, à titre d'exemple, aux mesures relatives à la zone Z1, composée des couches 1 et 2, et dont les valeurs sont indiquées dans le tableau (page 19). Le modèle théorique utilisé, établi pour le cas où il y a des écoulements de transfert entre couches, est dérivé de la formule où 4jD est le débit sans dimension de la couche j de la zone i, qui comprend couches; CD est la constante sans dimension d'emmagasinage du puits; rapport du produit perméabilité . hauteur pour la couche j au produit moyen Th perméabilité . hauteur pour la zone i; aki représente la quantité ak relative à la zone i; a K sont les racines de l'équation #n = O où Yj est un polynome défini par récurrence par :: #j = #j-1 aji - #j-2aj,j-1 aj-1,j pour j = 2, ..., n avec Y0 = 1 et Y1 = 11' ajk désignant des éléments de la matrice [ ajk]: ##j-1, ajk = #kj#2 - #jz - #j-1 - #j, ##j, o, pour k = j-1; j > 1, pour k=j, pour k = j + 1; j &alpha;jki est un coefficient relatif à la couche j , racine k, pour la zone i, défini par la formule bki est un coefficient de condition de frontière extérieure, défini par les formules bki = 0 pour une frontière paraissant infinie bki = K1(#kireD)/I1(#kireD) pour une frontière sans écoulement bki = -K0(#kireD)/I0(#kireD) pour une frontière à pression constante, tandis que B1ki est relié à A1ki par la relation A ki1 étant déterminé à partir des conditions du puits. On utilise les valeurs de coefficients d'effet pariétal obtenues dans la phase d'interprétation 0), et l'on tient compte du type et de l'emplacement de la frontière extérieure de la formation déterminée dans la phase C). Finalement, on recherche un jeu de valeurs des paramètres X. de perméabilité entre les J couches j et j+1 de chaque zone i qui procure une bonne coincidence des courbes pour toutes les fractions #qj / #Qi considérées. Plus précisément, on observe que l'allure des courbes dans la partie gauche de la figure dépend de la perméabilité et de l'effet pariétal, alors que la partie droite de la figure 8 dépend aussi du type de frontière et des écoulements de transfert. La perméabilité, l'effet pariétal et le type de frontière étant connus, le seul paramètre qui reste est celui d'écoulement de transfert, pour lequel on essaie différentes valeurs jusqu'à obtention d'une bonne coincidence des courbes. Ces opérations sont répétées pour chacune des zones de la formation, afin de déterminer les paramètres d'écoulement de transfert de toutes les couches. L'ensemble des calculs et des opérations de coincidence de courbes que l'on vient de décrire dans le cadre du procédé selon l'invention peuvent être effectués soit à la main, soit, de préférence, sur calculateur numérique. Dans le premier cas, on trace des abaques de courbes-types à l'aide des équations données précédemment. Ces abaques traduisent graphiquement les comportements des modèles théoriques.On peut aussi utiliser un calculateur numérique à l'aide duquel on sélectionne les valeurs des paramètres recherchées qui correspondent à une parfaite identité entre les variations théoriques et expérimentales des différentes fonctions de la pression et des débits (variation en fonction du temps de la pression, de la dérivée de la pression, de la fraction de la variation du débit total pour une couche considérée et pour une zone considérée et de la fraction de la variation de débit d'une couche par rapport au débit de la zone à laquelle appartient cette couche). TABLEAU #t #2 (#p)' q1 q2 q3 q4 q5 6,67 E - 5 23,93 3,03 9,33 46,37 52,42 34,07 57,82 !2,67 E - 4 28,13 3,02 12,90 40,77 53,68 36,66 56,00 ,1,02 E - 3 32,16 2,91 15,73 36,20 54,78 38,63 54,66 14,06 E - 3 36,05 2,68 18,03 32,37 55,74 40,19 53,67 ,1,63 E - 2 39,62 2,23 19,98 29,03 56,56 41,51 52,93 16,65 E - 2 42,28 0,99 21;59 26,19 57,15 42,68 52,38 ! 10,26 42,41 - 2,16 22,75 25,14 57,44 43,27 51,40 11,05 36,24 -12,29 25,63 27,94 56,32 41,91 48,20 4,19 8,34 -43,72 32,48 35,42 51,41 38,00 42,69 8,33 -29,69 -55,40 35,76 39,00 48,83 36,06 40,35 Dans ce tableau, la notation "E - 5 " signifie : " Exponentiel - 5 ". REVENDICATIONS 1. Procédé de détermination des paramètres caractéristiques d'une formation souterraine productrice d'hydrocarbures comportant plusieurs couches à travers lesquelles est foré un puits, caractérisé par le fait qu'il consiste essentiellement à déterminer les variations relatives dans le temps des débits de couches ou de groupes de couches de la formation à partir de points de mesure de débits obtenus tandis qu'une variation de débit total a été imposée au puits à un instant t1 entre une première valeur constante déterminée et une seconde valeur constante déterminée, puis à comparer lesdites variations de débit au comportement d'un modèle théorique établis pour différentes valeurs des paramètres caractéristiques d'une formation souterraine, et à déduire les valeurs des paramètres de la formation considérée de celles associées au comportement du modèle théorique qui coincident le mieux avec les variations expérimentales de débit. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que l'on utilise également des valeurs de la pression dans le puits, mesurées en même temps que les valeurs de débit des différentes couches, qui permettent de calculer le produit kh perméabilité x épaisseur de la formation. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé par le fait que l'on détermine pour chaque couche j de la formation les variations, en fonction du temps Qt, de la fraction aq. / EQ J représentant le rapport des variations Aqj de débit de la couche j à la variation aq du débit total du puits et que l'on déduit de la comparaison desdites variations #qj/#Q avec le comportement d'un modèle théorique les paramètres kj et sj de perméabilité horizontale et de coefficient d'effet pariétal de ladite couche. 4. Procédé selon la revendication 2, caractérisé par le fait qu'on effectue une opération de convolution des variations de débit de chaque couche j par les variations de pression dans le puits, qui permet d'obtenir la réponse en pression de la couche considérée comme si elle était seule, d'où l'on déduire, par des méthodes classiques d'interprétation, la perméabilité et le coefficient d'effet pariétal de ladite couche. 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait que l'on détermine pour chaque zone de la formation, c'est-à-dire pour chaque groupe de couches productrices comprises entre deux couches intermédiaires imperméables, les variations, en fonction du temps ht de la fraction Zssq / hQ représentant le rapport des variations de débit de ladite zone i à la variation du débit total Q du puits, et que l'on déduit de la comparaison desdites variations de ladite fraction avec le comportement d'un modèle théorique le type et la position de la frontière extérieure de ladite zone. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé par le fait qu'on effectue une opération de convolution des variations de débit de chaque zone i par les variations de pression dans le puits, qui permet d'obtenir la réponse en pression de la zone considérée, d'où l'on déduit, par des méthodes classiques d'interprétation, le type et la position de frontière extérieure de ladite zone. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé par le fait que l'on détermine pour chaque couche j d'une zone i de la formation, c'est-à-dire d'un groupe de couches productrices comprises entre deux couches intermédiaires imperméables, les variations, en fonction du temps ht de la fraction #qj / #Qi représentant le rapport des variations de débit de la couche j à la variation de débit de la zone i, et que l'on déduit, par comparaison desdites variations de ladite fraction avec le comportement d'un modèle théorique, les paramètres de perméabilité entre couches de la zone considérée, ces opérations étant effectuées pour chacune des zones de la formation. 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 3 à 7, caractérisé par le fait que l'on trace des courbes représentant les variations desdites fractions et que l'on déduit de la coincidence de ces courbes avec des courbes représentant ledit modèle théorique les caractéristiques de la formation souterraine. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à B, caractérisé par le fait qu'à la place des points de mesure de débit correspondant à un temps écoulé ht assez important après l'instant t1 de changement de débit du puits, on utilise des points de mesure relevés juste avant cet instant, le puits ayant débité auparavant pendant une durée sensiblement équivalente à la valeur du temps écoulé précité. 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisé par le fait que la mesure du débit propre, en fonction du temps, des différentes couches de la formation est effectuée en descendant dans le puits (10) au moins un débitmètre (13), en le faisant passer successivement en regard de chacune des couches (1 à 5) de la formation et en relevant les valeurs de débit qu'il fournit losqu'il se trouve immédiatement au-dessus de chaque couche, ainsi que les instants de mesure correspondants, le débit propre à chaque couche (1 à 5) étant ensuite déduit des débits cumulés ainsi relevés. 11. Procédé selon la revendication 10, caractérisé par le fait que l'on fait monter et descendre de façon répétée le débitmètre (13) sur toute la hauteur de la formation. 12. Procédé selon la revendication 2 et la revendication 10 ou 11, caractérisé par le fait que l'on adjoint au débitmètre (13) un manomètre (16) fournissant des mesures de pression dans le puits (10) de façon concomitante aux mesures de débit. 13. Procédé selon la revendication 12, caractérisé par le fait que ledit manomètre occupe une position fixe dans le puits.