FR 2678679 A1 19930108 FR 9108435 A 19910705 Procédé et dispositif pour évaluer la qualité de production d'un puits, notamment de pétrole La présente invention concerne les procédés et les dispositifs qui permettent d'évaluer la qualité de production d'un puits, notamment de pétrole, essentiellement dans la portion de sous-sol dans laquelle est réalisé le puits. On sait que le pétrole est produit à partir de puits qui sont réalisés dans les champs pétrolifères, et que ces champs pétrolifères se trouvent dans de nombreux différents types de sol et sous-sol qui n'ont pas tous la même qualité de production. Cette qualité dépend essentiellement de la quantité de pétrole disponible ou récupérable, mais aussi de la perméabilité du terrain dans lequel il se trouve emprisonné, ctest-à-dire la facilité avec laquelle le pétrole peut s'écouler jusqu'au puits pour être ensuite extrait selon des techniques connues en elle-mêmes. Afin d'optimiser la production d'un puits, notamment de pétrole, il est donc utile de connaitre la qualité de ce puits, notamment en déterminant la valeur de certains paramètres prédéfinis. Un paramètre important est la perméabilité des couches du sous-sol dans lequel le puits a été foré, car elle permet d'évaluer la facilité avec laquelle le pétrole s'écoule à travers ces couches. La connaissance, au cours du temps, de cette perméabilité permet en outre de surveiller ltévolution de la qualité de production du puits et d'intervenir, notamment au fond de celui-ci, s'il se produit une variation de cette perméabilité au niveau de la paroi du puits située dans les couches pétrolifères, et plus particulièrement dans le cas d'une diminution qui semblerait anormale. En effet, on constate parfois une chute de la production. Ce phénomène peut avoir plusieurs raisons dont les plus courantes sont ltépuisement du gisement ou la modification de la perméabilité au voisinage de la paroi du puits. Il est bien évident que, lorsque le gisement est épuisé, il n'y a pas de possibilité d'intervention. Par contre, lorsque cette chute de production est due à une modification de la porosité de la paroi du puits par suite de la formation d'une couche de colmatage, il est parfois possible d'intervenir. Dans cette hypothèse, il est important de pouvoir discriminer la formation d'une couche de colmatage par rapport à un épuisement du gisement, afin d'intervenir le plus tôt possible de façon utile pour éliminer la couche de colmatage et continuer l'exploitation du puits. Pour effectuer la surveillance de la qualité de production d'un puits, il a été mis au point différents procédés. La plupart des anciens procédés sont fondés sur l'utilisation de relations empiriques ou statistiques entre différentes mesures qui peuvent être effectuées sur un tel puits de production. Un autre procédé donnant des résultats plus précis consiste à obturer complètement le puits à sa sortie et à étudier la montée en pression du pétrole dans le puits en fonction du temps de fermeture. En effet, de l'examen des courbes de variation de la pression, il est possible de déduire si le puits est en fin de production ou s'il est colmaté. Ce procédé permet d'obtenir un bon résultat, mais présente l'inconvénient majeur d'être très long à être mis en oeuvre. Pour obtenir une courbe exploitable, il faut en effet attendre un temps non négligeable qui peut atteindre, pour certains puits, des heures sinon des jours, pendant lesquels le puits n'est pas exploité. Pour pallier cet inconvénient, on a alors tenté de mettre au point un autre procédé qui consiste à moduler la fermeture du puits à sa sortie et à étudier la variation de pression du fluide en fonction de cette modulation. Ce procédé élimine l'inconvénient mentionné ci-dessus de la fermeture totale du puits, mais présente alors l'inconvénient de ne pas conduire à des mesures assez précises. La présente invention a pour but de pallier les inconvénients mentionnés ci-dessus et de mettre en oeuvre un procédé pour évaluer la qualité de production d'un puits de pétrole ou analogue, qui, tout en étant facile à mettre en oeuvre, permette d'obtenir cette évaluation à tous les niveaux du puits, à l'aide de mesures qui peuvent être interprétées avec un faible pourcentage d'erreurs ou d'incertitude. La présente invention a aussi pour but de réaliser un dispositif permettant de mettre en oeuvre ce procédé. Plus précisément, la présente invention a pour objet un procédé pour déterminer une valeur représentative de la qualité de production d'un puits de pétrole ou analogue en fonction de la perméabilité et du colmatage des couches pétrolifères, ledit procédé étant mis en oeuvre au moyen d'un débitmètre, d'un capteur de pression et d'un obturateur commandable et étant caractérisé par le fait qu'il consiste à descendre dans ledit puits un ensemble comportant lesdits débitmètre, capteur de pression et obturateur commandable, jusqu'au niveau des couches enfermant ledit pétrole, ledit ensemble étant descendu dans ledit puits de façon que lesdits capteur de pression et débitmètre soient situés au-dessous dudit obturateur commandable, à commander de façon périodique ledit obturateur de façon à moduler la valeur de la section dudit puits au voisinage desdites couches pétrolifères, à mesurer les variations de débit du pétrole au moyen dudit débitmètre, à mesurer les variations de pression du pétrole au moyen du capteur de pression, et à déduire, de la comparaison des variations de débit et de pression du pétrole, des valeurs respectivement représentatives de la perméabilité et du colmatage. D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention apparaîtront au cours de la description suivante donnée en regard des dessins annexés à titre illustratif, mais nullement limitatif, dans lesquels la Figure unique représente, sous forme schématique, un mode de réalisation d'un dispositif permettant de mettre en oeuvre le procédé selon l'invention. La figure unique représente, vu en coupe schématique, un puits de pétrole 1. Ce puits est creusé dans un sol 2 jusqu'aux couches 3 enfermant le pétrole. D'une façon générale, ces couches sont formées de roches ou sables perméables qui se situent en dessous de couches imperméables. Le pétrole est ainsi confiné dans ces couches perméables et peut être extrait à condition que le puits pénètre jusqu'a elles. Quand ces couches perméables sont atteintes, le pétrole peut s'écouler vers le puits par décompression des hydrocarbures et jaillir hors de la tête du puits, ou être remonté vers la surface par pompage si la pression nwest pas suffisante. Il est ainsi évident que l'un des paramètres définissant la qualité de production d'un puits est la valeur de la perméabilité des couches dans lesquelles se trouve confiné le pétrole. Pour évaluer la valeur de cette perméabilité, on utilise un ensemble de moyens qui sont - un obturateur commandable 5 permettant de moduler la valeur de la section de passage du conduit 6 que forme le puits au niveau des couches pétrolifères 3. Cet obturateur commandable peut par exemple être constitué par un manchon comportant des ailettes qui peuvent être déployées au moyen d'un moteur commandable à partir d'un point éloigné. Il peut aussi être constitué par une pluralité de parois agencées les unes avec les autres pour former un cône à angle variable, le coulissement des parois les unes par rapport aux autres pouvant être commandé au moyen d'un cible tracteur.Avantageusement, cet oburateur commandable peut être constitué par une enceinte à paroi déformable dont l'intérieur peut être alimenté en fluide au moyen d'une pompe le reliant à une réserve de fluide. En commandant la pompe dans un sens ou dans l'autre, on peut commander le gonflement ou le dégonflement de l'enceinte pour obtenir une modulation de la section de passage du conduit dans lequel elle est disposée. - un débitmètre 7 de fluide comme le pétrole, pour mesurer le débit du pétrole qui s'écoule dans le conduit 6. Un tel débitmètre est connu en lui-même et peut être constitué schématiquement par un manchon dans lequel est disposé un mesureur comportant une hélice et des moyens pour comptabiliser le nombre de tours de cette hélice, à ce manchon pouvant être éventuellement associé un déflecteur afin de capter l'ensemble du pétrole s'écoulant dans le conduit 6 et le forcer à passer entièrement dans le manchon. Le débitmètre 7 est agencé pour délivrer à sa sortie 8 un signal représentatif du débit du fluide qui le traverse. - un capteur de pression 9 bien connu en lui-même, par exemple à jauge de contrainte ou avantageusement à quartz, apte à délivrer à sa sortie 10 un signal représentatif de la pression du fluide mesurée. Suivant le procédé selon la présente invention, ces trois éléments sont assemblés les uns avec les autres de façon qu'ils puissent être descendus à partir de la tête de puits il par tout moyen de liaison, par exemple un câble 12 ou analogue, jusqu'au niveau des couches pétrolifères 3. Ils sont en outre associés de façon que, lorsqu'ils sont descendus dans le puits comme représenté sur la Figure unique, le débitmètre 7 et le capteur de pression 9 soient situés en dessous de l'obturateur commandable 5. De plus, ces trois éléments sont reliés par une ligne bus 13 qui permet, à partir d'un organe de traitement 14, de commander l'obturateur 5, éventuellement la mise en marche du débitmètre 7 et du capteur de pression 9, mais aussi de recevoir et traiter les signaux émis par ces deux derniers éléments. Le procédé selon l'invention pour évaluer la perméabilité et le colmatage des couches pétrolifères 3, consiste ensuite à commander l'obturateur 5 pour faire varier la section du conduit 6 entre deux valeurs minimale et maximale suivant une loi mathématique périodique déterminée, avantageusement sinusoîdale, la valeur minimale n'étant pas nulle afin de ne jamais obturer complètement le conduit 6 et de permettre au pétrole de continuer à s'écouler pendant tout le temps des mesures. Dans le cas où le débitmètre 7 et le capteur de pression 9 ne sont pas en état de marche permanent, ils sont mis en marche pendant quelques périodes de la fonction mathématique de la commande de l'obturateur. Ils délivrent à leurs sorties des signaux respectivement représentatifs des variations de débit et de pression dans le flux de pétrole se produisant dans le puits en dessous de l'obturateur 5, mais au niveau de l'emplacement des deux autres éléments. On constate que les courbes de ces variations sont des fonctions périodiques de même période que celle de la commande de l'obturateur 5, mais déphasées l'une par rapport à l'autre. La mesure du déphasage entre ces deux signaux permet de déduire une valeur qui est représentative de la perméabilité des couches qui se trouvent en dessous de l'obturateur commandable, au niveau du débitmètre et du capteur de pression, et le rapport des amplitudes de ces courbes permet de déduire une valeur qui est représentative du colmatage. Ce procédé est intéressant à double titre car, outre qu'il permet d'évaluer la perméabilité et le colmatage au sein même des couches pétrolifères, et donc d'éliminer nombre d'incertitudes inhérentes aux procédés selon l'art antérieur, il permet en plus d'évaluer cette perméabilité et le colmatage à tous les niveaux d'une couche pétrolifère. Il est précisé que, par colmatage, on entend aussi bien le phénomène qui freine l'écoulement du pétrole que celui qui le favorise comme notamment l'apparition de fissures naturelles, ou pas, qui stimulent la productivité du puits. Pour cela, on peut descendre l'ensemble des éléments au plus profond du puits, effectuer une évaluation de la perméabilité et du colmatage au niveau le plus bas de l'ensemble des couches pétrolifères, puis remonter par paliers et effectuer à chaque fois de nouvelles mesures. On obtient ainsi une bonne image de la perméabilité et du colmatage des couches pétrolifères suivant toute leur épaisseur. Le procédé décrit ci-dessus est très facile à mettre en oeuvre et permet d'évaluer la perméabilité et le colmatage sans arrêter la production du puits. Il peut donc être régulièrement mis en oeuvre, ce qui permet de suivre l'évolution de la qualité de production du puits tout au long de son exploitation. Il arrive cependant que le débit de production du pétrole dans un puits soit assez élevé pour qu'il se produise une différence de pression de part et d'autre de l'obturateur commandable telle que cet obturateur ait tendance à être entrafné dans le même mouvement d'ascension que le pétrole. Ce phénomène est un inconvénient pour la précision et la fiabilité des mesures. Pour éliminer ce risque, le dispositif comporte avantageusement des moyens commandables pour solidariser l'obturateur commandable 5 avec la paroi du puits de façon à le maintenir en place au niveau souhaité. Ces moyens commandables peuvent être de toute nature, et notamment des pattes de faible épaisseur dont le déploiement peut être commandé par moteur ou câble pour qu'elles viennent s'ancrer dans la paroi du puits, au niveau souhaité. REVENDICATIONS 1. Procédé pour déterminer une valeur représentative de la qualité de production d'un puits de pétrole ou analogue en fonction de la perméabilité et du colmatage des couches pétrolifères, ledit procédé étant mis en oeuvre au moyen d'un débitmètre, d'un capteur de pression et d'un obturateur commandable et étant caractérisé par le fait qu'il consiste à descendre dans ledit puits un ensemble comportant lesdits débitmètre, capteur de pression et obturateur commandable, jusqu'au niveau des couches enfermant ledit pétrole, ledit ensemble étant descendu dans ledit puits de façon que lesdits capteur de pression et débitmètre soient situés au-dessous dudit obturateur commandable, à commander de façon périodique ledit obturateur de façon à moduler la valeur de la section dudit puits au voisinage desdites couches pétrolifères, à mesurer les variations de débit du pétrole au moyen dudit débitmètre, à mesurer les variations de pression du pétrole au moyen du capteur de pression, et à déduire, de la comparaison des variations de débit et de pression du pétrole, des valeurs respectivement représentatives de la perméabilité et du colmatage. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé par le fait que la commande dudit obturateur est effectuée suivant une loi mathématique périodique sinusoîdale. 3. Procédé selon l'une des revendications 1 et 2, caractérisé par le fait que ladite comparaison des variations de débit et de pression du pétrole consiste à déterminer le déphasage entre les deux signaux mesurant les variations de débit et de pression du pétrole, et le rapport des amplitudes de ces deux signaux. 4. Dispositif pour mettre en oeuvre le procédé selon l'une des revendications précédentes, caractérisé par le fait qu'il comprend un ensemble comportant un débitmètre (7), un capteur de pression (9) et un obturateur commandable (5), ces éléments étant associés de façon que, lorsqu'ils sont descendus dans le puits, le débitmètre (7) et le capteur de pression (9) soient situés en dessous de l'obturateur commandable (5). 5. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé par le fait que ledit obturateur commandable (5) est constitué par un manchon comportant des ailettes et des moyens pour commander le déploiement desdites ailettes. 6. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé par le fait que ledit obturateur commandable est constitué par une pluralité de parois agencées les unes avec les autres pour former un cône à angle variable et des moyens pour commander le coulissement des parois les unes par rapport aux autres. 7. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé par le fait que ledit obturateur commandable est constitué par une enceinte à paroi déformable, une réserve de fluide et une pompe commandable reliant l'intérieur de ladite enceinte à ladite réserve. 8. Dispositif selon la revendication 4, caractérisé par le fait que le débitmètre (7) est constitué par un manchon et un mesureur disposé dans ledit manchon. 9. Dispositif selon l'une des revendications 4 à 8, caractérisé par le fait qu'il comporte des moyens commandables pour solidariser l'obturateur commandable (5) avec la paroi dudit puits.